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ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DE CHIMBORAZO
FACULTAD DE CIENCIAS
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARRERA INGENIERÍA QUÍMICA
INFORME DE TESIS DE GRADO
“DISEÑO DE UN SISTEMA DE TRATAMIENTO QUÍMICO PARA
EL CONTROL Y MONITOREO DE LA CORROSIÓN INTERNA EN
LAS LÍNEAS DE GAS DE REPSOL YPF – SPF”
Previa la Obtención del Título de:
INGENIERO QUÍMICO
PRESENTADO POR:
DARWIN JOFRE BALSECA CHICAIZA
RIOBAMBA – ECUADOR
-2012-
-2-
Mi más sincero agradecimiento a REPSOL
YPF, por haber prestado todas las
facilidades, así como la predisposición y
entrega de su personal, en especial al
Departamento de Integridad de Tuberías y
al personal de Quimipac que contribuyeron
para el desarrollo del presente trabajo.
Al Ing. Gonzalo Sánchez tutor de tesis, al
Ing. Marco Chuiza asesor de tesis, por
impartir sus conocimientos y experiencias,
que han encaminado al desarrollo de este
trabajo.
-3-
El presente trabajo que representa esfuerzo,
dedicación y entrega lo dedico a mis Padres:
Hermel y Gloria por brindarme su amor, su
ayuda incondicional y por ser la fuerza
impulsadora en todos los momentos de mi
vida.
A mis hermanos: Geovanny y Álvaro por
brindarme su apoyo y su amistad.
Darwin
-4-
NOMBRE FIRMA FECHA
Dra. Yolanda Díaz
DECANA DE LA FACULTAD
DE CIENCIAS
Ing. Mario Villacrés
DIRECTOR DE LA ESCUELA
DE ING. QUÍMICA
Ing. Gonzalo Sánchez
TUTOR DE TESIS
Ing. Marco Chuiza
ASESOR DE TESIS
Tc. Carlos Rodríguez
DIRECTOR CENTRO
DE DOCUMENTACIÓN
NOTA DE INFORME:
-5-
Yo, Darwin Jofre Balseca
Chicaiza, soy responsable de las
ideas, doctrinas y resultados
expuestos en este trabajo y el
patrimonio intelectual de la Tesis
de Grado pertenece a la Escuela
Superior Politécnica del
Chimborazo
-6-
INDICE DE ABREVIATURAS
SPF Facilidades de producción del sur
CO2 Dióxido de carbono
H2S Ácido Sulfhídrico
MIC Corrosión inducida por microorganismos
BPA Bacterias productoras de ácido
BSR Bacterias reductoras de sulfato
HIC Corrosión inducida por hidrógeno
ACE Corrosión asistida por esfuerzo
PCO2 Presión parcial de CO2
CR Rate corrosion
mpy Milipulgadas por año
E/R Resistencia eléctrica
pH Potencial hidrógeno
FD Factor de dilución
OT Orden de trabajo
ppm Partes por millón
VC Velocidad de corrosión
GPD Galones por día
MMSCFD Millones de pies cúbicos de gas día
-7-
INDICE
RESUMEN ......................................................................................................................... 16
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 18
ANTECEDENTES ............................................................................................................ 20
JUSTIFICACIÓN .............................................................................................................. 21
OBJETIVOS ...................................................................................................................... 22
CAPÍTULO I
PARTE TEÓRICA
1.1. PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE LA CORROSIÓN EN LA
INDUSTRIA PETROLERA...................................................................... 25
1.1.1. DEFINICIÓN DE CORROSIÓN ................................................................... 25
1.1.2. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN ............................... 25
1.1.2.1. Factores Metalúrgicos .................................................................................... 26
1.1.2.2. Composición del Fluido ................................................................................. 26
1.1.2.3. Factores Operacionales ............................................................................... 26
1.1.3. CLASIFICACIÓN DE LA CORROSIÓN ...................................................... 27
1.1.3.1. SEGÚN EL MECANISMO DE CORROSIÓN ............................................. 27
1.1.3.1.1. Corrosión Electroquímica .............................................................................. 27
1.1.3.1.2. Corrosión Química .......................................................................................... 30
-8-
1.1.3.2. SEGÚN LA MORFOLOGÍA DE ATAQUE .................................................. 31
1.1.3.2.1. CORROSIÓN GENERAL .............................................................................. 33
1.1.3.2.2. CORROSIÓN LOCALIZADA ........................................................................ 33
1.2. CORROSIÓN INTERNA EN SISTEMAS DE GAS .................................... 34
1.2.1. FUNDAMENTOS DE LA CORROSIÓN INTERNA .................................. 34
1.2.2. TERMODINÁMICA DE LOS PROCESOS DE CORROSIÓN ................. 35
1.2.3. TIPOS Y MECANISMOS DE CORROSIÓN INTERNA ............................ 38
1.2.3.1. Corrosión Generalizada ................................................................................. 38
1.2.3.2. Corrosión Localizada ..................................................................................... 39
1.2.3.3. Corrosión Galvánica ....................................................................................... 40
1.2.3.4. Ataque Afectada por la Velocidad de Flujo ................................................ 41
1.2.3.4.1. Erosión ............................................................................................................. 41
1.2.3.4.2. Erosión –Corrosión ......................................................................................... 42
1.2.3.4.3. Corrosión por Impacto o Choque ................................................................ 42
1.2.3.4.4. Corrosión por Cavitación .............................................................................. 43
1.2.3.4.5. Corrosión Bacteriana ..................................................................................... 44
1.2.4. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN INTERNA .............. 48
1.2.5. PROCESOS CORROSIVOS EN SISTEMAS DE GAS ............................ 51
1.2.6. MONITOREO Y EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN INTERNA .......... 56
1.2.7. INTRODUCCIÓN AL ANÁLISIS Y DISEÑO DE PROCESOS ............... 70
1.2.8.4.1.2. Métodos de Aplicación ......................................................................... 78
-9-
1.3. CONSIDERACIONES PARA EL TRATAMIENTO QUÍMICO EN
SISTEMAS DE GAS ..................................................................................... 79
1.4. SISTEMA DE INYECCIÓN PARA SISTEMAS DE GAS .......................... 80
1.4.1. Funcionamiento de las Boquillas Atomizadoras ....................................... 81
1.4.2. Formas de Atomización ................................................................................. 81
1.4.2.1. Aspersión Fina (Hidráulica) .......................................................................... 81
1.4.2.2. Aspersión Fina (Neumática) ........................................................................ 82
CAPÍTULO II
PARTE EXPERIMENTAL
2. PARTE EXPERIMENTAL............................................................................. 85
2.1. MUESTREO .................................................................................................... 85
2.2. METODOLOGÍA ............................................................................................. 85
2.2.1. MÉTODOS Y TÉCNICAS .............................................................................. 86
2.2.1.1. MÉTODOS ....................................................................................................... 86
2.2.1.2. TÉCNICAS ....................................................................................................... 87
-10-
CAPÍTULO III
LÍNEA DE INVESTIGACIÓN
3. LÍNEA DE INVESTIGACIÓN ........................................................................ 89
3.1. DESARROLLO ................................................................................................ 89
3.1.1. Revisión de datos históricos ......................................................................... 91
3.1.2. Monitoreo de corrosión interna ..................................................................... 93
3.1.2.1. Análisis de variables físico-químicas .......................................................... 94
3.1.2.2. Monitoreo por probetas de resistencia eléctrica ........................................ 97
3.2. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN ................................... 97
3.3. DETERMINACIÓN DEL MECANISMO DE CORROSIÓN..................... 101
3.3.1. Inspección visual de tuberías remplazadas.............................................. 101
3.3.2. Análisis de la composición del gas transportado..................................... 105
3.3.3. Análisis de variables operacionales. ........................................................ 106
3.3.4. Evaluación del mecanismo de daño .......................................................... 108
3.3.4.1. Corrosión por CO2 ........................................................................................ 109
3.3.4.2. Corrosión por H2S ......................................................................................... 111
3.3.4.3. Corrosión por inducida por microorganismos (BSR) .............................. 113
3.4. DIAGNÓSTICO DE LA LÍNEA DE INVESTIGACIÓN ............................ 113
-11-
CAPÍTULO IV
RESULTADOS
4.1. CÁLCULOS Y RESULTADOS .................................................................. 116
4.1.1. CÁLCULOS ................................................................................................... 116
4.1.1.1. Cálculo del diámetro para selección de la boquilla atomizadora .......... 116
4.1.1.2. Cálculo del caudal de salida por la boquilla atomizadora ...................... 117
4.1.1.3. Dosificación óptima de inhibidor de corrosión.......................................... 118
4.1.2. RESULTADOS .............................................................................................. 120
4.2. EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO .......................................... 124
4.3. COMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO QUÍMICO 125
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS
ANÁLISIS DE RESULTADOS ...................................................................................... 128
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 130
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 133
ANEXOS …………………………………………………………………………………………………………………….135
-12-
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Celda de corrosión….………………………………………..……..…27
Figura 1.2 Celda de corrosión sobre la superficie de una tubería……....…….30
Figura 1.3 Corrosión general...…………………………………....…………..…..33
Figura 1.4 Corrosión localizada...…………………………...…….………………33
Figura 1.5 Refinación del hierro……………………………………………….….36
Figura 1.6 Representación esquemática de la corrosión en una tubería.........37
Figura 1.7 Corrosión general o uniforme…………………..….………………….38
Figura 1.8 Corrosión por picadura (pitting)……………………………………….39
Figura 1.9 Corrosión de fisura (crevice)……………………………………….....40
Figura 1.10 Corrosión galvánica……………………………………………….…...40
Figura 1.11 Erosión interna de una tubería ……………………………………….41
Figura 1.12 Efectos de la erosión - corrosión………….…………………............42
Figura 1.13 Ejemplo de ataque por choque ……………………………...............43
Figura 1.14 Ejemplo de ataque por cavitación ……………………….….……….43
Figura 1.15 Característica de corrosión bacteriana……………………….….…..44
Figura 1.16. Tipos de cupones de corrosión………………………….………….. 65
Figura 1.17 Tipos de probetas de resistencia eléctrica………………………..…70
Figura 1.18. Atomización fina (Hidráulica)………………………….………….…..82
Figura 1.19 Atomización fina (con asistencia de aire) …………..…………….…83
27
30
33
33
36
37
38
39
40
40
41
42
43
43
44
65
70
82
83
-13-
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1. Principales características de las reacciones anódica y catódica…....35
Tabla 1.2 Resumen de las Formas de Corrosión Interna …………...……….…..45
Tabla 1.3. Categorización de la presión parcial sobre la corrosividad…….……..54
Tabla 1.4 Parámetros referenciales para el monitoreo de corrosión interna……58
Tabla 2.1 Técnicas para determinar la existencia de corrosión interna………..
Tabla 3.1 Resultados de Mediciones de Espesores en el Sistema de Gas…….92
Tabla 3.2 Resumen de trabajos necesarios en líneas con bajo espesor…...…..93
Tabla 3.3 Puntos con alto porcentaje de pérdida de espesor…………………...93
Tabla 3.4 Resultados de los análisis fisicoquímicos del sistema de gas –SPF...94
Tabla 3.5 Determinaciones de CO2 y H2S disuelto …………………………..…...96
Tabla 3.6 Tiempo de funcionamiento del sistema de gas del SPF……………...98
Tabla 3.7 Resultados de las ratas de corrosión en el sistema de gas-SPF….....99
Tabla 3.8 Cromatografías de gases al Ingreso a los Waukesha………………..105
Tabla 3.9 Concentración de H2S presente en el gas de generación……….……106
Tabla 3.10 Temperatura de Operación del sistema de compresión………………107
Tabla 3.11 Presiones de Operación del sistema de compresión…………….……107
Tabla 3.12 Variables de influencia a la corrosión interna…………………….…..109
Tabla 3.13 Nivel de Corrosividad interna por CO2 ….…………………………..…110
Tabla 3.14 Datos para el cálculo de la presión parcial de CO2 …………….…...110
Tabla 3.15 Grado de corrosión en el sistema de gas del SPF…….…………...….111
Tabla 4.1 Datos para el cálculo de concentración óptima……………….….…....119
Tabla 4.2 Resultados tentativos de concentración óptima………………….…....120
Tabla 4.3 Resultados para selección de boquilla atomizadora……………….….120
Tabla 4.4 Resultados de Boquilla de Rohrback Cosasco…………………….…..121
35
45
54
58
87
92
93
93
94
96
98
99
105
106
107
107
109
110
110
111
119
120
120
121
-14-
Tabla 4.5 Determinación de la concentración óptima…………………………….121
Tabla 4.6 Velocidad de corrosión antes y después del tratamiento Químico…..122
Tabla 5.1 Resultados del tratamiento químico en el compresor C-3022……….124
121
122
124
-15-
INDICE DE FOTOGRAFIAS
Fotografía 1 Pérdida de espesor a las 6:00 y alrededores……………….……….…102
Fotografía 2 Pérdida gradual de espesor alrededor de las 6:00…………...………102
Fotografía 3 Pérdida gradual de espesor alrededor de hora 6:00…………………103
Fotografía 3 Resumen del daño encontrado……………………………………….….103
Fotografía 5 Ataque por CO2………………………………………………………….....104
102
102
103
103
104
-16-
RESUMEN
En la Provincia Oriental de Orellana, en el Consorcio Bloque 16 y Área de
Tivacuno perteneciente a REPSOL (Operadora privada) se diseñó un sistema
de tratamiento químico para el control y monitoreo de la corrosión interna en las
líneas de gas de las facilidades de producción del sur (SPF), con el fin de
incorporar medios y mecanismos que garanticen la integridad de sus
instalaciones, mediante la implementación de un tratamiento anticorrosivo que
ayudará a controlar los graves problemas de corrosión interna.
Se utilizó métodos deductivo, inductivo, experimental y pruebas de campo que
ayudaron a revisar información histórica, realizar análisis físico-químicos y
utilizar técnicas de monitoreo (probetas de resistencia eléctrica), que
permitieron hacer un diagnóstico del sistema de gas, en base a esto se aplicó
un tratamiento químico a base de un inhibidor de corrosión tipo fílmico
(Proterquim 900X), por atomización neumática con boquilla de 1.4 mm de
diámetro, lográndose una atomización en forma de nube en los sistemas de
tuberías más críticos. Proporcionado resultados satisfactorios, consiguiendo así
disminuir la velocidad de corrosión de 317 mpy a 64 mpy, con lo cual se obtuvo
un 80% de eficiencia del tratamiento, lográndose maximizar la vida útil de las
líneas, equipos y accesorios a tiempos mayores a un año, brindando mayor
seguridad al personal, a las operaciones y disminuyendo los costos de
mantenimiento correctivo.
-17-
SUMMARY
In the Orellana Oriental Province the Consortium Block 16 and Tivacuno Area
belonging to the REPSOL (a private operator) a chemical treatment system was
designed for the control and monitoring of the internal corrosion of the gas lines
of the Southern Production Facilities (SPF) to incorporate means and devices
guaranteeing the integrity of the installations, through the implementation of
anti-corrosive treatment which will help control the serious internal corrosion
problems.
The deductive, inductive, experimental and field testing methods were used
which help review the historical information, carry out physical and chemical
analyses and use the monitoring techniques (electrical resistance test tubes)
which permitted to perform a gas system diagnosis, on theses bases a chemical
treatment was applied consisting of a film-type corrosion inhibitor (Proterquim
900X) through pneumatic atomization with 1.4 mm diameter tip, resulting in a
cloud-like atomization in the most critical piping systems, providing satisfactory
results and thus diminishing the 317 mpy at 64 mpy corrosion velocity, with
which an 80% treatment efficiency was attained, maximizing the service life on
lines, equipment and accessories for times longer a year, providing a higher
security to the personal, operations and diminishing the corrective maintenance
costs.
-18-
INTRODUCCIÓN
El proceso de corrosión es un problema que afecta de una u otra manera a las
industrias, pues todos los medios son en algún grado corrosivos y debe ser
visto como un hecho que pone en evidencia el proceso natural de que los
metales vuelven a su condición original y que ello conlleva al deterioro del
mismo, provocando muchas consecuencias a mediano y largo plazo como son:
la falla prematura de los elementos de las máquinas, disminución de la
resistencia mecánica de las piezas, fallas de plantas industriales, gastos
innecesarios, entre otros.
En la Provincia Oriental de Orellana, en el Consorcio Bloque 16 y Área de
Tivacuno perteneciente a REPSOL, existen severos problemas de corrosión
especialmente en las facilidades de producción del sur, para lo cual se diseñó
un sistema de tratamiento químico para el control y monitoreo de la corrosión
interna en las líneas de gas del SPF, partiendo de análisis experimentales y
pruebas de campo que permitieron hacer un diagnóstico de los equipos, ductos
y accesorios. Con esta información y posteriores cálculos se ejecuta soluciones
inmediatas y urgentes, mediante la implementación de un tratamiento
anticorrosivo que ayudará a mitigar estos problemas.
-19-
Este tratamiento a base de un inhibidor de corrosión fílmico (Proterquim 900X),
el cual fue proporcionado por Repsol, se aplicará mediante una atomización
neumática en forma perpendicular al fluido el cual ayudará a disminuir la
velocidad de corrosión permitiendo incorporar medios y mecanismos que
garantizarán la integridad de sus instalaciones, brindando mayor seguridad al
personal, a las operaciones y disminuyendo los costos de mantenimiento
correctivo.
-20-
ANTECEDENTES
Los efectos de la corrosión sobre instalaciones y equipos industriales producen
anualmente pérdidas que llegan a cifras muy importantes.
Se debe tomar en cuenta que de todas las fallas que ocurren en las
operaciones de la industria del gas y del petróleo la más importante es la
corrosión, dentro de las cuales el CO2 y el H2S son los agentes corrosivos más
importantes y contra los cuales es necesario actuar.
En el sistema de gas de Repsol, se tiene problemas de corrosión interna que
han producido pérdidas económicas importantes. Especialmente se han
realizado cambios de tramos de tuberías de los compresores C-3020, C-3021 y
C-3022, en periodos muy cortos por pérdidas de espesores elevados.
De igual manera se han presentado agujeros en las líneas de los compresores
C-3020, C-3021 y C-3022, por tal motivo se han realizado paradas forzadas
para realizar el manteniendo correctivo, lo que implica pérdidas económicas
importantes. De igual manera se han producido taponamientos con productos
de corrosión en las válvulas de control PIC-101 y PIC-1793, lo que ha generado
que se realice cambios frecuentes de tramos de tuberías debido a esta
problemática.
-21-
JUSTIFICACIÓN
La importancia de la participación universitaria en los problemas de impacto
económico, dentro de los cuales el de mayor relevancia, son los procesos de
corrosión el cual afecta de una u otra manera a las industrias, provocando
consecuencias significativas a mediano y largo plazo.
En el sistema de gas de las facilidades del sur de Repsol existen graves
problemas de corrosión interna, debido a su deterioro acelerado de las líneas
equipos y accesorios, lo que han generado pérdidas económicas elevadas,
presentado un índice de riesgo alto al personal y a las operaciones.
Los costos y pérdidas causadas por el fenómeno de la corrosión interna son el
principal motivo que impulsa a la realización de la presente investigación, con
el objetivo de implementar un tratamiento químico que controle la corrosión
interna en los equipos, líneas y accesorios del SPF, logrando maximizar la
expectativa de vida útil de todo el sistema de gas, lo cual brindará mayor
seguridad al personal, confiabilidad a las operaciones y disminuirá los costos
de mantenimiento correctivo.
-22-
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Diseñar un sistema de tratamiento químico para el control y
monitoreo de la corrosión interna en las líneas de gas de Repsol
YPF– SPF
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Diagnosticar el estado de las líneas, equipos y accesorios, mediante
técnicas de medición de la corrosión interna en el sistema de gas de
Repsol –SPF.
Determinar la velocidad y las causas de la agresividad de la corrosión
interna en el sistema de gas del SPF.
Seleccionar el o los métodos de control de la corrosión interna en función
a la evaluación realizada al sistema de gas de SPF.
-23-
Dimensionar el sistema de tratamiento químico para controlar y
monitorear la corrosión interna en el sistema de gas de sur.
Determinar la eficiencia del tratamiento químico (inhibidor de corrosión)
mediante pruebas de campo en el sistema de gas del SPF.
-24-
CAPITULO I
-25-
CAPÍTULO I
MARCO TEÓRICO
1.1. PRINCIPIOS Y FUNDAMENTOS DE LA CORROSIÓN EN LA
INDUSTRIA PETROLERA
1.1.1. DEFINICIÓN DE CORROSIÓN
La corrosión es un fenómeno espontáneo que se presenta prácticamente en
todos los materiales metálicos procesados por el hombre. Si bien existen varias
definiciones, es común describir la corrosión como “El deterioro de una
sustancia (usualmente un metal) o sus propiedades por reacción (química o
electroquímica) con su medio ambiente” (1).
1.1.2. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN
Hay innumerables factores que influyen en la corrosión ya sea acelerándola o
causándola. Los más importantes son:
-26-
1.1.2.1. Factores Metalúrgicos
Los metales tienen diferentes tendencias a la corrosión dependiendo de su
composición, siendo el acero al carbón el metal más utilizado en la industria
petrolera.
1.1.2.2. Composición del Fluido
Dentro de la composición de un fluido debemos tomar en cuenta algunos
factores muy importantes como:
a) Sales Disueltas
b) Gases Disueltos
c) Ácidos Orgánicos
1.1.2.3. Factores Operacionales
Entre los factores operacionales que influyen directamente sobre la velocidad
de corrosión son:
a) Temperatura
b) Presión del Sistema
c) Velocidad de Flujo
-27-
1.1.3. CLASIFICACIÓN DE LA CORROSIÓN (2)
La corrosión se puede clasificar desde la siguiente manera:
Según el mecanismo de corrosión
Según la morfología de ataque
1.1.3.1. SEGÚN EL MECANISMO DE CORROSIÓN
1.1.3.1.1. Corrosión Electroquímica
La corrosión electroquímica se debe a la actuación celdas (o pilas) de
corrosión, en las que la pérdida de electrones (oxidación) y la ganancia de ellos
(reducción) se realiza en lugares distintos de la superficie metálica.
La celda de corrosión se compone de cuatro elementos básicos que se detallan
a continuación y se esquematizan en la Figura1.1.
Figura 1.1. Celda de corrosión
Fuente: Corrosion in the Oil Industry
-28-
Ánodo: Es aquel electrodo del cual fluye la corriente positiva en forma
de iones hacia el electrolito. Aquí ocurre la “oxidación” lo que implica la
pérdida de metal (corrosión).
Cátodo: Es aquel electrodo del cual fluye corriente negativa hacia el
electrolito. Aquí ocurre la “reducción”, la corriente llega desde el
electrolito y el metal se protege.
Electrolito: Es el medio corrosivo en el que el ánodo y el cátodo están
inmersos y que tiene la capacidad para conducir corriente, los
electrolitos más habituales son agua dulce, agua de mar y tierra.
Paso o conductor metálico: Es el que conduce electrones desde los
sitios anódicos hacia los sitios catódicos
Las reacciones que involucra este tipo de corrosión electroquímica se
describen a continuación. Las reacciones anódicas que interesan son las de
disolución del material afectado, o sea, el pasaje de iones metálicos de la red
metálica al medio corrosivo
Un ejemplo de reacción anódica es el la corrosión del hierro la cual se describe
a continuación.
-29-
Las reacciones catódicas que pueden darse, una o más simultáneamente,
durante la corrosión de los metales son las siguientes:
a) Reducción de oxígeno (solución ácida)
b) Reducción de oxígeno (soluciones neutras y alcalinas)
c) Generación de hidrógeno
Se debe tomar en cuenta que por convención se dice que el flujo de corriente
eléctrica esta opuesta al viaje del electrón. Entonces como los electrones fluyen
desde el área anódica al área catódica, el flujo de corriente eléctrica está en
dirección opuesta.
Además las celdas de corrosión se producen cuando dos metales diferentes se
ponen en contacto uno con otro, en presencia de un medio corrosivo. Los
metales entonces actúan como electrodos y una corriente eléctrica fluye entre
ambos, llamada corriente de corrosión. Sin embargo también es posible, que
estas celdas se formen en la superficie de un mismo metal. Pequeñas
-30-
diferencias de composición química, en diferentes puntos o áreas, son
suficientes para producirlas como se puede apreciar en la Figura 1.2.
Figura 1.2 Celda de corrosión sobre la superficie de una tubería
Fuente: Manual de Enseñanza de Protección Catódica I NACE International 2000
En cada celda, sea ésta producida por dos metales diferentes o dos diferentes
áreas de la misma superficie de un solo metal, una es más "noble" que la otra,
es decir, que una zona tiene un potencial eléctrico mayor que la otra y esa
diferencia genera una corriente de corrosión. Cuanto mayor sea esa diferencia
de potencial, mayor será la corriente y mayor resultará la corrosión.
1.1.3.1.2. Corrosión Química
Se entiende por corrosión química a la destrucción del metal u otro material por
la acción de gases o líquidos no electrolíticos (gasolina, aceite, etc.) Se trata de
una reacción heterogénea entre una fase sólida, el metal, y una fase gaseosa o
liquida, con la característica principal es que no hay circulación de corriente.
-31-
En la corrosión puramente química no interviene el paso de una corriente
eléctrica. No obstante este tipo de corrosión se puede darse por el ataque
directo de un elemento no metálico (oxígeno, azufre, cloro, etc.) contra un
metálico (metales ferrosos). Además del ataque directo de estos elementos no
metálicos, la corrosión puede ser causada por acción de ciertas soluciones o
compuestos químicos y ciertos gases como el Sulfuro de Hidrógeno (H2S),
Dióxido de Carbono (CO2), los cuales tienen una corrosividad característica o
especifica.
En la corrosión química se produce una reacción heterogénea entre el metal y
un gas agresivo (oxígeno).
Se da cuando el metal opera altas temperaturas, es la corrosión menos
frecuente que la electroquímica.
1.1.3.2. SEGÚN LA MORFOLOGÍA DE ATAQUE
La corrosión toma muchas formas dependiendo del metal, del medio ambiente
en que se encuentra y el proceso de corrosión bajo el cual se crea el daño.
-32-
1. Corrosión General
2. Corrosión Localizada
a) Macroscópica
Corrosión galvánica
Corrosión por hendidura (crevice)
Corrosión por picaduras (pitting)
Corrosión filiforme
Corrosión afectada por la velocidad del flujo
i. Corrosión por erosión
ii. Corrosión por cavitación
iii. Corrosión por impacto o choque
Corrosión por rozamiento
Corrosión por ataque selectivo y exfoliación
Corrosión bacteriana
b) Microscópica
Corrosión inducida por el medio
i. Corrosión bajo tensión
ii. Corrosión inducida por el hidrógeno
iii. Corrosión – fatiga
Corrosión Intergranular
Corrosión por alta temperatura
-33-
1.1.3.2.1. CORROSIÓN GENERAL
Es aquella corrosión que se produce con un adelgazamiento uniforme,
producto de la pérdida regular del metal superficial como se puede observar en
la Figura 1.3.
Figura 1.3 Corrosión general
Elaborado por: Darwin Balseca
1.1.3.2.2. CORROSIÓN LOCALIZADA
Puede definirse como un ataque sobre la superficie de un metal en áreas o
zonas pequeñas. Usualmente ocurre bajo condiciones en las cuales las
grandes partes de la superficie original no son atacadas o lo son en menor
grado en los sitios localizados como se puede observar en la Figura 1.4.
Figura 1.4. Corrosión Localizada
Elaborado por: Darwin Balseca
-34-
1.2. CORROSIÓN INTERNA EN SISTEMAS DE GAS
1.2.1. FUNDAMENTOS DE LA CORROSIÓN INTERNA (3)
Las reacciones de la corrosión en tuberías de gas involucran la transferencia
de carga entre el metal y el electrolito, que se denomina electroquímica. La
oxidación (corrosión) ocurre en el ánodo por la pérdida de átomos de metal
desde la estructura al electrolito como iones. Un ejemplo de una reacción de
oxidación, es la corrosión del hierro, la cual se muestra a continuación.
En este caso, el hierro metálico (Fe) se oxida (pierde electrones) pasa al
estado Fe2+, como un ión en la solución, produciendo así dos electrones. En el
cátodo, se consumen los electrones producidos de la reacción anódica en
reacciones de reducción. Muchas reacciones catódicas (reducción) son
posibles en los sistemas de manejo, transmisión y almacenamiento de gas,
incluyendo la evolución de hidrógeno y la reducción de oxígeno mostradas a
continuación.
-35-
Las características de las reacciones anódica y catódica se resumen en la
tabla1.1.
Tabla 1.1. Principales características de las reacciones anódica y catódica
Reacciones Anódicas Reacciones Catódicas
Oxidación Reducción
Pérdida de electrones Ganancia de electrones
Corrosión del metal Ausencia de corrosión
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
1.2.2. TERMODINÁMICA DE LOS PROCESOS DE CORROSIÓN
La razón primaria por la que ocurre la corrosión se basa en la termodinámica,
la termodinámica es la ciencia del flujo de energía. En muchos casos, este flujo
de energía se presenta en la forma de calor. En el caso de las reacciones de
corrosión, la cantidad de calor generada es demasiado baja para medirla. En
cambio, el flujo de energía en las reacciones de corrosión se presenta en la
forma de energía eléctrica que resulta del flujo de electrones.
Es este flujo de energía el que determina la dirección de las reacciones
químicas y de la corrosión. Para que estas reacciones ocurran
espontáneamente, la energía final debe ser más baja que la energía inicial. En
el caso de materiales de ingeniería como el acero, el hierro usado como
-36-
componente primario del acero está en un estado de energía más alto que su
estado natural.
El estado natural del hierro es principalmente en la forma de mineral de óxido
férrico (Fe2O3) que también es una forma común de herrumbre producida
durante la corrosión del hierro y del acero. El hierro y el acero tienden a
revertirse a Fe2O3 (óxido férrico). Esto se muestra esquemáticamente en la
Figura 1.5
Figura 1.5 Refinación del hierro
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
Debido a que la energía eléctrica se transfiere durante los procesos de
corrosión, se usan mediciones eléctricas para describir los procesos. Estas
incluyen mediciones de potencial y corriente. La medición del potencial
eléctrico es un método para medir diferencias de energía.
-37-
Para la corrosión, el ánodo se encuentra en un estado de energía más alto que
el cátodo y por eso los electrones fluyen del ánodo al cátodo. Este flujo de
electrones depende de la diferencia de energía entre el ánodo y el cátodo que
se manifiesta en una diferencia en el potencial entre el ánodo y el cátodo.
En la Figura 1.6 se muestra esquemáticamente la corrosión en una sección
interna de tubería de acero. En este caso, una zona de la tubería actúa como el
ánodo y una región separada actúa como el cátodo. La distancia entre estas
áreas puede ser tan pequeña como unos milímetros y puede resultar de las
diferencias en la química local, reparaciones hechas usando nuevos materiales
de tubería y muchas otras razones.
También debe notarse que en cualquier momento dado una área podría ser el
ánodo y otra el cátodo, pero éstas pueden intercambiarse si las condiciones
cambian. Así sólo porque un área sea considerada el ánodo, no
necesariamente significa que siempre será el ánodo.
Figura 1.6. Representación esquemática de la corrosión en una tubería
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
-38-
1.2.3. TIPOS Y MECANISMOS DE CORROSIÓN INTERNA
1.2.3.1. Corrosión Generalizada
La corrosión generalizada, se define como la corrosión que se distribuye más o
menos uniformemente sobre la superficie de un material, y puede ser
reconocida por formación de una superficie áspera y la presencia de productos
de corrosión. Una fotografía representativa de la corrosión general se muestra
en la Figura 1.7.
Figura 1.7. Fotografía de corrosión general o uniforme
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
La corrosión general puede ocurrir en lugares aislados a lo largo de una tubería
debido a un ambiente aislado, pero el daño será relativamente uniforme dentro
de ese lugar.
-39-
1.2.3.2. Corrosión Localizada
La corrosión localizada a menudo se concentra en un área pequeña y toma la
forma de cavidades llamadas picaduras. La corrosión localizada incluye lo
siguiente: corrosión por picaduras y corrosión por fisuras.
La corrosión por picaduras es una forma de ataque corrosivo extremadamente
localizado, que da como resultado agujeros en el metal. En la Figura 1.8 se
observa un claro ejemplo de corrosión por picaduras.
Figura 1.8 Fotografía de corrosión por picadura (pitting)
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
La corrosión por fisuras que puede desarrollarse en áreas que están ocultas del
ambiente global, como debajo de arandelas y bridas, así como debajo de
diversos depósitos, sedimentos y productos de la corrosión. Un esquema de
corrosión por fisura se presenta en la Figura 1.9.
-40-
Figura 1.9 Corrosión por fisura (crevice)
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
1.2.3.3. Corrosión Galvánica
La corrosión galvánica se presenta, cuando dos metales en contacto o
conectados por medio de un conductor eléctrico, son expuestos a una solución
conductora. En este caso, existe una diferencia de potencial eléctrico entre los
metales diferentes y sirve como fuerza directriz para el paso de la corriente
eléctrica a través del agente corrosivo, de tal forma que el flujo de corriente
corroe uno de los metales del par. En la figura 1.10 se puede observar
claramente este tipo de corrosión.
Figura 1.10 Corrosión galvánica
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
-41-
1.2.3.4. Ataque Afectada por la Velocidad de Flujo
El ataque afectada por la velocidad de flujo surge cuando las velocidades del
fluido o de la partícula de superficie son altas, causan pérdida de metal. Hay
varias formas de ataque relacionado con la velocidad, incluyendo la erosión, la
erosión-corrosión, choque y cavitación
1.2.3.4.1. Erosión
La erosión es la pérdida abrasiva de metal carente de acción corrosiva, que es
causada por la velocidad alta de los medios transportados, particularmente
cuando los medios contienen sólidos o partículas arrastrados. Un ejemplo de
erosión se muestra en la Figura 1.11.
Figura 1.11 Erosión interna de una tubería
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
-42-
1.2.3.4.2. Erosión –Corrosión
El ataque de erosión-corrosión normalmente ocurre sólo en áreas como
cambios de tramos, conexiones donde hay turbulencia por el flujo, o en codos y
curvas. La erosión-corrosión se caracteriza en apariencia canales, ondas y
hoyos redondos. Normalmente presenta un patrón direccional, como se puede
observar en la figura 1.12
Figura 1.12 Efectos de la erosión-corrosión
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
1.2.3.4.3. Corrosión por Impacto o Choque
El choque es una forma de corrosión aumentada por la velocidad que ocurre
cuando una corriente choca con una superficie de metal (ej., un codo).
Normalmente produce turbulencia, y las partículas y burbujas arrastradas
impactan la superficie. Un ejemplo de ataque por choque se muestra en la
Figura 1.13.
-43-
Figura 1.13 Ataque por choque
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
Este tipo de corrosión ocurre en bombas, válvulas, tubos de intercambiadores
de calor, codos, tèes, ductos y tuberías en general.
1.2.3.4.4. Corrosión por Cavitación
Es la erosión de una superficie causada por la formación y rompimiento súbitos
de burbujas de gas. Un ejemplo de ataque por cavitación se muestra en la
Figura 1.14.
Figura 1.14 Ejemplo de Ataque por Cavitación
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
-44-
1.2.3.4.5. Corrosión Bacteriana
La corrosión inducida microbiológicamente (MIC) es el deterioro de un metal
debido a los procesos de microorganismos (principalmente bacterias, pero
pueden incluir hongos, algas y protozoarios en ciertos ambientes). Debido a las
actividades metabólicas de las comunidades microbianas, la interface entre la
superficie del metal y los organismos pueden ser física y químicamente
alterados con estos organismos. Las reacciones pueden producir ácidos
(bacterias productoras de ácido [BPA]), alcoholes, amoníaco, dióxido de
carbono, sulfuro de hidrógeno (bacterias reductoras de sulfato [BRS]), y otros
subproductos metabólicos que pueden corroer diversos metales bajo estas
condiciones. En la figura 1.15 se identifica un típico ejemplo de corrosión
bacteriana.
Figura 1.15 Corrosión Bacteriana
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
-45-
Tabla 1.2 Resumen de las formas de Corrosión Interna
Tipo de Corrosión
Definición
Características
Corrosión General o
Uniforme
Corrosión distribuida más o menos uniformemente
sobre la superficie de un material
• Intercambio de áreas anódicas y catódicas
• Puede ocurrir en lugares aislados en una tubería,
pero el daño es uniforme dentro del lugar aislado.
• Rugosidad general
Corrosión Localizada
Picadura: corrosión localizada de una superficie
de metal que está confinada a un área pequeña y
tiene la forma de cavidades llamadas picaduras.
Corrosión de Fisura: corrosión localizada de una
superficie de metal en o inmediatamente
adyacente a un área que está protegida de
exposición total al ambiente, debido a una
proximidad estrecha del metal a la superficie de
otro material
Picadura
• Ataque estrecho profundo
• Penetración rápida
• Rodeada por región no corroída
• Distribución estadística
Fisura
• Ataque localizado que ocurre en áreas donde se
restringe el acceso a ambiente circundante
• Metal-a-metal
• Metal-a-no metal
• Depósitos de desechos o productos de corrosión
Corrosión Galvánica
Corrosión acelerada de un metal debido a un
contacto eléctrico con un metal más noble o con
un conductor no metálico en un electrolito
corrosivo.
• Celda electroquímica clásica
• Metal a metal
• Metal a no metal activo
• Depósitos de ion de metal
• Contacto eléctrico
• Sumergido en electrolito
-46-
Corrosión
Relacionado con la
Velocidad de Flujo
Ocurre como resultado de pérdida de metal
causada por velocidades altas del fluido de la
superficie. Los mecanismos incluyen:
Erosión: la pérdida progresiva de material a partir
de una superficie sólida, debido a la interacción
mecánica entre la superficie y un fluido.
Erosión-corrosión: Una acción conjunta que
incluye corrosión y erosión en presencia de un
fluido corrosivo en movimiento o un material que
se mueve por el fluido, acelerando la pérdida de
material.
Choque: una forma de erosión-corrosión
generalmente asociada con choque local de un
fluido que fluye a gran velocidad contra una
superficie sólida.
Cavitación: la formación y ruptura rápida de
cavidades y burbujas dentro de un líquido que a
menudo resulta en daño a un material en la
interface sólido/líquido en condiciones de flujo
turbulento severo.
Erosión-corrosión
• Remoción de películas protectoras
• Velocidad y turbulencia
• Con o sin partículas
• Velocidad de separación
• Erosión mecánica–partículas
Choque
• Erosión-corrosión localizada causada por
turbulencia o flujo de choque
• Características direccionales
• Similar a la erosión corrosión
• Acelerado por gas o sólidos arrastrados
• Choque de caída de líquido
Cavitación
• Daño mecánico por el rompimiento de burbujas en
un líquido
• Remoción de películas protectoras
• Daño mecánico directo al metal
-47-
Corrosión Inducida
Microbiológicamente
El deterioro de un metal debido a los procesos de
Microorganismos
• La interface entre la superficie del metal y los
organismos puede alterarse física y químicamente.
• Los microbios rompen la película pasiva y aceleran
el ataque corrosivo
• Las comunidades microbianas pueden crear
biopelículas.
Agrietamiento Asistido por el
Ambiente
Fractura quebradiza de un material normalmente
dúctil en donde el efecto corrosivo del ambiente es
una causa.
Inducido por hidrógeno: Ocurre cuando el
material se infiltra por hidrógeno atómico,
resultando en un agrietamiento "gradual" o
agrietamiento "con ampollas".
Fragilización por hidrógeno: Es causada por el
hidrógeno interior
Agrietamiento de corrosión por esfuerzo: La
corrosión asistida por esfuerzo involucra el efecto
conjunto de un proceso de corrosión y
agrietamiento en presencia de un esfuerzo de
tensión
Inducido por hidrógeno
• Produce en un agrietamiento "gradual"
• Produce agrietamiento "con ampollas".
Fragilización por hidrógeno
• Pérdida en la ductilidad de materiales de alta
dureza.
Agrietamiento de corrosión por esfuerzo:
• El agrietamiento por esfuerzo de sulfuro es una
forma de agrietamiento asociada con la presencia
de H2S.
• La fuente de esfuerzo puede incluir carga externa,
presurización interna o esfuerzo residual.
-48-
1.2.4. FACTORES QUE INFLUYEN EN LA CORROSIÓN INTERNA
1.2.4.1. Vapor de Agua
El vapor de agua por sí mismo no puede fomentar la corrosión porque no es un
electrolito. El agua puede adsorberse a una superficie de metal a humedad
baja resultando en proporciones de corrosión insignificantemente bajas. A la
concentración de la fase de vapor donde se condensa el agua, la corrosión
puede ocurrir siempre y cuando existan otras condiciones ambientales
1.2.4.2. Temperatura
Generalmente la velocidad de corrosión aumenta con la temperatura. Al igual
que casi todas las demás reacciones químicas, las proporciones de corrosión
aumentan por lo general conforme se incrementa este parámetro,
produciéndose los siguientes efectos:
a) La proporción de reacción química se aumenta
b) La solubilidad de gases en el agua se disminuye; Conforme la solución
se calienta, los gases corrosivos disueltos salen de la solución y
disminuyen la corrosividad del agua (electrolito).
c) La adsorción de inhibidores en la superficie de metal es menos eficaz.
-49-
1.2.4.3. Presión
La presión también tiene un efecto en las reacciones químicas. En el caso de
sistemas bifásicos (agua + gas), la importancia principal de la presión es su
efecto en la solubilidad de los gases disueltos. La mayoría de gas entra en
solución a medida que la presión se incrementa, resultando en incrementos en
las velocidades de corrosión.
1.2.4.4. Composiciones Agresivas de Líquidos
Dentro de la composición de un fluido existen sustancias agresivas que
provocan problemas severos de corrosión, dentro de los cuales los más
importantes son los siguientes:
1.2.4.4.1. Sales Disueltas
Existen varios tipos de sales disueltas en un fluido dentro de las cuales cuando
el agua contiene cationes como el calcio (Ca++), el magnesio (Mg++), el bario
(Ba++) y/o el estroncio (Sr++), se dice que el agua es "dura".
Los carbonatos en el agua funcionan como un buffer ácido que normalmente
disminuye la proporción de corrosión. En tuberías de gas, el carbonato de
calcio y otras formaciones de sales insolubles pueden formar incrustaciones
que pueden inhibir la corrosión creando una barrera entre el agua y la
-50-
superficie del metal. En ocasiones estas incrustaciones pueden generar
suficiente volumen para impedir el flujo.
El agua que no contiene los cationes mencionados se conoce como "suave",
sin capacidad buffer y es más corrosiva. El agua suave en tuberías de gas a
menudo es resultado de la condensación de agua del gas húmedo.
La presencia de cloruros (u otros halógenos) puede servir para prevenir la
formación de películas protectoras y aumentar la corrosión. Por lo mismo, el
agua que contiene cloruro tiende a ser más corrosiva que la que no contiene
cloruro
1.2.4.4.2. Gases Disueltos
El oxígeno, dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno disueltos en el agua,
incrementan drásticamente la corrosividad en los sistemas de gas, por lo que
es necesario eliminarlos para que no se produzcan problemas graves de
corrosión.
1.2.4.4.3. Hidrocarburos Líquidos
Los hidrocarburos líquidos son compuestos orgánicos (es decir, compuestos de
hidrógeno y carbono). Al igual que el proceso para la condensación de agua,
-51-
los hidrocarburos se condensarán a partir de la fase de gas a ciertas
temperaturas y presiones (dependiendo de la composición de la fase de gas).
Los condensados típicos de gas son moléculas orgánicas con 3 a 10 átomos
de carbono (es decir, propano a decano). La cantidad de hidrocarburos líquidos
en un sistema de tubería es una consideración importante con respecto de los
riesgos de corrosión y los esquemas de remediación de la corrosión. Por
ejemplo, si los hidrocarburos representan la fase continua y el agua la fase
dispersa, entonces la mayoría de los componentes del sistema se expondrá a
la fase de hidrocarburo menos corrosiva.
1.2.4.5. Influencia de la Velocidad del Fluido
La velocidad del fluido sobre la superficie de un metal influye en la tasa de
corrosión. Por ejemplo en aguas estancadas, la tasa general de corrosión es
usualmente baja, pero puede ocurrir corrosión localizada “pitting” bajo
depósitos.
.
1.2.5. PROCESOS CORROSIVOS EN SISTEMAS DE GAS
La velocidad de corrosión interna en sistemas de gas varia en una forma
compleja con las presiones parciales de dióxido de carbono (ppCO2), de
oxigeno (ppO2), de ácido sulfhídrico (ppH2S) y la química del agua condensada.
-52-
Estas sustancias no son corrosivas si estas se encuentran en ausencia de
humedad menor al 60% (HR).
El CO2, H2S y el O2 disueltos en el agua producen graves problemas de
corrosión los cuales se describen a continuación:
1.2.5.1. Corrosión por CO2
El dióxido de carbono (CO2) es un gas inodoro e incoloro presente a niveles
variables en casi todo gas natural, que a temperaturas moderadas no es
corrosivo al acero si está seco. Sin embargo, en presencia de humedad o de
humedades relativas de 60 – 70 % resulta bastante corrosivo.
El CO2 seco es un gas oxidante pero no tanto como el aire (oxigeno), en
contacto con acero al carbono forma principalmente magnetita (Fe3O4) y
ocasionalmente hematita (Fe2O3).
Además es altamente soluble en agua, en sistemas de agua suave, la
proporción de corrosión por CO2 se incrementa cuando la presión parcial del
CO2 aumenta, formando un ácido débilmente ionizado, el ácido carbónico
(H2CO3) como se muestra a continuación:
-53-
El cual se combina con el hierro (ferroso) para formar siderita (FeCO3) que es,
tanto un producto de corrosión como una incrustación. Igualmente cuando se
forma el ácido carbónico, el pH del agua en el sistema disminuye (se crean
condiciones ácidas y aumenta la concentración de H+) y se incrementa la tasa
de corrosión.
Además si existe presencia de agua dura, el CO2 puede formar carbonatos
(CO3)= y/o bicarbonatos (HCO3)
- que forman una incrustación protectora en la
forma de sales como el calcio o el carbonato de magnesio y el bicarbonato de
calcio. Los bicarbonatos también actúan como agente buffer, consumiendo
ácidos (H+) y no permitiéndoles disminuir el pH y volverse corrosivos. Sin
embargo, el efecto buffer se contrarresta ligeramente por el efecto del
bicarbonato como reactivo catódico.
De esta manera a este tipo de corrosión por CO2 también se conoce como
corrosión "dulce" debido a la ausencia del efecto del gas ácido (sulfuro de
hidrógeno). Y se presenta cuando el CO2 se encuentra a una presión parcial
suficiente en presencia de agua (dependiendo de la química del agua),
produciéndose así corrosión interna en las tuberías y componentes de acero al
carbón.
Existen algunos factores que determinan la solubilidad del CO2 como son: la
presión, la temperatura y la composición del agua. Especialmente cuando la
presión parcial del CO2 aumenta este se solubiliza en el agua, formando un
-54-
ácido débil, lo cual propicia un ambiente agresivo para las instalaciones
industriales.
La presión parcial del CO2 (o H2S o cualquier otro componente de gas) se
determina, analizando el contenido de una muestra de gas y haciendo el
cálculo como se muestra en la ecuación 1.1
[ ]
Mediante la presión parcial del dióxido de carbono se puede diagnosticar el
grado de corrosión mediante la tabla 1.3
(3)Tabla 1.3. Categorización cuantitativa de la presión parcial sobre la corrosividad
Presión Parcial del CO2 (psi) Corrosividad
P CO2< 3 Baja o no corrosiva
3< P CO2 <30 Moderada
P CO2 > 30 Severa
1.2.5.2. Corrosión por H2S
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es un gas incoloro y venenoso que tiene un olor
característico a huevo podrido a concentraciones bajas.
(3 )
Nace SP 0206-206, “Control of internal corrosion in steel pipelines and piping systems”
-55-
El H2S es soluble en agua, donde se comporta como un ácido débil y
normalmente causa picaduras del acero al carbón. La corrosión por ataque de
H2S ataque a menudo se llama corrosión "ácida".
También puede producirse a partir del metabolismo de las bacterias reductoras
del sulfato. En estas condiciones, el H2S disuelto atacará el hierro y las
aleaciones no resistentes al ácido. La reacción general de corrosión del H2S
con el hierro es como se describe a continuación:
1.2.5.3. Corrosión por Oxígeno (O2)
En circunstancias en las que se introduce oxígeno (O2) en los sistemas de gas
natural que contienen agua, se observan a menudo incrementos significativos
en la corrosión general.
Estos incrementos se deben principalmente a que el O2 es un agente oxidante
fuerte. El O2 también acelerará la picadura de corrosión, sobre todo cuando se
mezcla con CO2 y/o H2S, en presencia de gas húmedo o agua libre. Cuando el
O2 está presente, no es raro que las proporciones de picadura aumenten 10
veces.
-56-
1.2.6. MONITOREO Y EVALUACIÓN DE LA CORROSIÓN INTERNA
El monitoreo de la corrosión, por su parte, emplea una variedad de técnicas
destinadas a determinar qué tan corrosivo es el ambiente del sistema y a que
tasa o rapidez se experimenta la pérdida de metal. La medición de la corrosión
es un método cuantitativo por medio del cual la efectividad de las técnicas de
control y prevención de la corrosión pueden ser evaluadas y proveer la
retroalimentación necesaria para optimizarlas.
Existe una amplia variedad de técnicas para la medición de la corrosión, las
cuales incluyen:
1. Pruebas no destructivas
Ultrasonido
Radiografía
Termografía
2. Datos operacionales
Tasa de flujo
Presión
Temperatura
-57-
3. Análisis Físico-químicos:
Análisis de composición del gas
Medición de pH
Medición de temperatura
Alcalinidad total
Gas disuelto (O2, CO2, H2S)
Conteo de iones metálicos (Fe2+, Fe3+)
Análisis microbiológico
4. Históricos de Fallas
Análisis de superficies expuestas (análisis de falla)
5. Monitoreo de corrosión
Cupones de pérdida de peso
Probetas de resistencia eléctrica
Algunas técnicas para la medición de la corrosión pueden utilizarse en línea, a
través de un monitoreo constante del proceso, mientras que otras mediciones
deben ser determinadas a través de una análisis de laboratorio.
Algunas técnicas proveen una medición directa de la pérdida de metal o de la
tasa de corrosión, mientras que otras son indirectas, pues son utilizadas para
inferir el ambiente corrosivo que pueda existir.
-58-
Puede usarse el conocimiento de la composición química del gas y de los
líquidos para predecir la corrosividad. Deben tomarse periódicamente muestras
de gas y/o líquido.
Deben inspeccionarse las secciones de tubería expuestas durante los
proyectos de rehabilitación de tubería y deben probarse en busca de daño por
corrosión interna. Las muestras deben presentarse a un laboratorio para el
análisis químico.
Para el monitoreo de la corrosión interna en sistemas de gas, existen varios
parámetros físico-químicos referenciales que nos ayudan a determinar la
corrosividad, los cuales se encuentran documentados en normas
internacionales (NACE), los que nos ayudan a determinar el mecanismo de
corrosión y a tomar decisiones sobre los métodos de mitigación y control.
Tabla 1.4 Parámetros referenciales para el monitoreo de corrosión interna
Parámetro Expresad
o
Unidad Corrosión
Baja o Nula
Corrosión
Moderada
Corrosión
Severa
Hierros Totales(4) Fe++ mg/ l < 5 >5 >5
Oxigen Disuelto(5) O2 D mg/ l < 1 - >1
H2S Disuelto(6) H2SD mg/ l < 4 - >4
Cloruros(7) Cl - mg/ l 50 200 500
(4)
NACE RP 0192-98: “Monitoring Corrosion in Oil and Gas production with iron counts”. (5)
L. W. Jones, Corrosion and Water Technology (tulsa, OK: OGCI, 1992)
(6)
“Transportation of Natural and other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards” (7)
Uhlig, H.H.,and Revie, R.W., 1985, Corrosion and Corrosion Control, ohn wiley & Sons, New
York.
-59-
1.2.6.1. PRUEBAS NO DESTRUCTIVAS
1.2.6.1.1. Mediciones Ultrasónicas
Las mediciones ultrasónicas es una técnica que proporciona mediciones de
espesor de acero de una manera precisa y rápida. La principal ventaja de la
medición ultrasónica comparada con otros métodos tradicionales es que las
mediciones ultrasónicas pueden ser llevadas a cabo teniendo acceso a solo un
lado del material a ser medido.
1.2.6.2. DATOS OPERACIONALES
a) Tasa de flujo
b) Presión
c) Temperatura
1.2.6.3. ANÁLISIS FISICO-QUIMICOS
a) Análisis de composición del gas
Las características del gas son un factor importante para determinar la
corrosividad interna de un sistema de gas natural. Para que la corrosión
ocurra a cualquier proporción significativa, se requiere un electrolito como
agua líquida. Cuando el agua se condensa en la superficie para formar una
-60-
fase líquida, la corrosión puede presentarse siempre y cuando existan
también otras condiciones ambientales.
Las condiciones ambientales que tienden a acelerar la corrosión incluyen
las presiones parciales del oxígeno (O2), del dióxido de carbono (CO2), del
sulfuro de hidrógeno (H2S) y la humedad.
b) Medición de Temperatura
Este parámetro físico se representa en forma natural, influye directamente
en la aceleración o retardo de la actividad bilógica, así como en las
múltiples reacciones químicas.
c) Medición de pH
Su control en lo proceso es muy importante ya que se asocia a fenómenos
de corrosión o de incrustaciones en las tuberías.
d) Alcalinidad Total
Tiene además incidencia sobre el carácter corrosivo o incrustante del agua,
en las aguas naturales la alcalinidad es debida generalmente a la presencia
de tres clases de compuestos:
-61-
Bicarbonatos
Carbonatos
Hidróxidos
e) Gases Disueltos
La presencia de gases disueltos en el agua tiene un gran impacto sobre la
velocidad de la corrosión siendo los más peligrosos los siguientes gases:
Oxígeno disuelto.- Contribuye en gran medida a la corrosividad del
agua, facilita el crecimiento de bacterias aeróbicas.
Dióxido de carbono disuelto.- El CO2 disuelto en ausencia de agua
líquida, no es corrosivo para las tuberías; sin embargo, cuando hay
agua presente, el CO2 puede disolverse en el agua y pueden afectar
el pH y otros factores como la química del agua.
Conforme la presión parcial del CO2 en el gas aumenta, la cantidad
de CO2 disuelto en la fase de agua también puede aumentar,
reduciendo así el pH y hace que el agua sea más corrosiva.
Sulfuro de hidrógeno disuelto.- El sulfuro de hidrógeno es muy
soluble en el agua, y cuando se disuelve, se comporta como un
ácido débil. El grado de disociación está en función del pH.
-62-
La corrosión causada por el H2S disuelto en el agua se conoce como
“corrosión acida” y ésta se manifiesta generalmente como una
picadura. El sulfuro de hidrógeno también puede ser generado en
sistemas de agua mediante bacterias sulfato reductoras (BSR).
f) Conteo de Iones Metálicos (Fe++)
Un análisis de iones metálicos indica la concentración (ppm) de cationes
comunes (iones de carga positiva). Pueden usarse la especie y
concentraciones de iones para predecir la formación de depósitos o, junto
con otra información, indicar corrosión. Entre el catión más representativo
para evaluar la corrosión es el Hierro (Fe++).
g) Análisis Microbiológico
Deben realizarse pruebas de cultivo en dilución en serie en muestras
frescas del producto de corrosión para establecer la presencia y
concentración de bacterias (colonias/ml), dentro del sitio de corrosión.
Las incrustaciones, productos de la corrosión y los rasgos morfológicos de
las picaduras y la corrosión general, los microbios residuales, así como
otros "restos" son evidencia importante que a menudo es esencial para
determinar la causa/mecanismo de corrosión interna.
-63-
1.2.6.4. HISTÓRICOS DE FALLAS
Para determinar si las condiciones de operación, el programa de remediación,
el diseño geográfico o el diseño de los materiales podrían contribuir a la
corrosión interna, se recomienda una revisión de las características operativas
del sistema. Las condiciones de operación que resultan en la presencia de
agua libre (agua líquida), las temperaturas altas, el H2S, el CO2 y el O2 son
algunos parámetros que deben evaluarse, también considere el historial de
fugas y fallas.
1.2.6.4.1. Análisis de superficies expuestas
El examen de las superficies internas expuestas puede proporcionar
información útil sobre las condiciones de operación dentro de la tubería y
cualquier corrosión que esté ocurriendo. El examen visual debe realizarse lo
más pronto posible después de que las superficies internas de la tubería se han
expuesto, ya que pueden ocurrir cambios rápidos en depósitos y productos de
la corrosión al exponerse al aire, luz y humedad.
Antes de cortar una muestra, identifique cualquier rasgo externo asociado con
el área defectuosa o corroída (ej., depresiones en el tubo, goteo localizado en o
cerca de la región defectuosa). Marque la dirección del flujo de gas y posición
de reloj en el diámetro externo del tubo. Haga un registro fotográfico del tubo
desde puntos de vista diferentes y, si posible, antes de cortar el tramo de tubo.
-64-
1.2.6.5. MONITOREO DE CORROSIÓN INTERNA
La tasa de corrosión determina que tan duradera puede ser la vida útil de una
planta y su seguridad operacional. La medición de la corrosión y las acciones
para remediar las tasas de corrosión elevadas permiten incrementar la
efectividad costo-operativa de la planta para alcanzar la reducción de los
costos asociados a la renovación de las instalaciones de un proceso.
Con las técnicas para el monitoreo de la corrosión se podría:
Proveer una alarma anticipada de los daños potenciales que ocurrirían
en las estructuras de producción, de mantenerse las condiciones
corrosivas existentes.
Diagnosticar un problema de corrosión particular, identificar sus causas
y los parámetros de control de la corrosión, como la presión,
temperatura, pH, caudal, etc.
Evaluar la efectividad de una técnica de prevención/control de la
corrosión que se haya aplicado al sistema, tales como la inhibición
química.
Proveer información relacionada con los requerimientos de
mantenimiento y condiciones de la planta.
-65-
Existiendo un gran número de técnicas para el monitoreo de la corrosión,
dentro de las cuales las más comunes usadas en las aplicaciones industriales
son:
1.2.6.5.1. CUPONES DE CORROSIÓN
La técnica de pérdida de peso (cupón de corrosión), es la más simple y la más
conocida de todos los métodos de monitoreo de corrosión. Esta técnica se
basa en la exposición por un tiempo determinado de una muestra (cupón) del
mismo material de la estructura supervisada, en el mismo ambiente corrosivo al
que la estructura está expuesta, como se observa en la figura 1.16.
Figura 1.16. Tipos de cupones de corrosión
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
La medición obtenida de los cupones al analizarse es la pérdida de peso que
ocurre en la muestra durante el período de tiempo al que ha sido expuesto,
-66-
expresada como tasa de corrosión, la cual se obtiene mediante la ecuación
1.2(8)
Dónde:
CR: Velocidad de corrosión promedio (mpy).
W: Pérdida de peso (g).
A: Área inicial de la superficie expuesta del cupón (pulg2).
T: Tiempo de exposición (días).
D: Densidad de la aleación (g/cm3).
Como regla general, los cupones deben ubicarse en el lugar más expuesto a la
corrosión.
Muchas condiciones operativas y ambientales influyen en la selección óptima
de los lugares para la instalación del cupón. Lo ideal es colocar los cupones en
o cerca de la posición a las seis horas en la mayoría de las tuberías
horizontales. Los cupones pueden instalarse en la posición a las 12 horas
cuando se sabe que hay muy pocos o ningún líquido libre pero hay contenido
alto de agua en el gas, suficiente para permitir que ocurra la condensación.
(8)NACE Standard RP0775-2005 (Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of
Corrosion Coupons in Oilfield Operations
-67-
Por consiguiente, la colocación del cupón es a menudo uno de los elementos
más críticos para obtener información significativa de la de corrosión interna.
La simplicidad de esta medición es tal, que la técnica de monitoreo con
cupones es el método básico utilizado en muchos programas de inspección de
la corrosión. Esta técnica es extremadamente versátil, debido a que los
cupones de pérdida de peso pueden ser fabricados en cualquier aleación
comercial disponible.
Entre las ventajas que nos proporcionan los cupones de pérdida de espesor
son:
La técnica es aplicable a todos los ambientes (gases, líquidos y flujos
con partículas sólidas )
Puede realizarse inspección visual.
Los depósitos de incrustación pueden ser observados y analizados.
La pérdida de peso puede ser fácilmente determinada y la tasa de
corrosión puede ser fácilmente calculada.
La corrosión localizada puede ser identificada y medida.
La eficiencia de los inhibidores pueden ser fácilmente determinada.
En un típico programa de monitoreo, los cupones son expuestos entre unos 45
a 90 días antes de ser removidos para análisis de laboratorio. Una de la
desventaja de la técnica de cupones es que, si la tasa de corrosión varía
durante el período de exposición, es decir, si se incrementa o disminuye por
-68-
alguna causa, dicho evento pico no sería evidenciado en el cupón, sin poderse
determinar su duración y su magnitud.
1.2.6.5.2. PROBETAS DE RESISTENCIA ELÉCTRICA
El monitoreo de corrosión es la práctica de la medición del potencial corrosivo
de las condiciones de un proceso, a través del uso de “probetas”, las cuales
son insertadas en el proceso y expuestas continuamente a las condiciones
ambientales del mismo.
Las probetas de resistencia eléctrica (ER) pueden ser consideradas como
cupones de corrosión “electrónicos”. Al igual que los cupones, las probetas E/R
proveen una medición de la pérdida de metal de un elemento expuesto a un
ambiente corrosivo, pero a diferencia de los cupones, la magnitud de la pérdida
de metal puede ser medido en cualquier momento, a la frecuencia que sea
requerida, mientras la probeta se encuentre in-situ y permanentemente
expuesto a las condiciones del proceso.
La técnica E/R mide el cambio en la resistencia eléctrica (Ohms) de un
elemento metálico corroído expuesto al medio ambiente del proceso. La acción
de la corrosión en la superficie del elemento produce un decrecimiento en el
área de la sección transversal de dicho sensor, lo cual representa un
incremento en la resistencia eléctrica. El aumento en esta resistencia puede ser
relacionada directamente con la pérdida de metal, y la pérdida de metales
-69-
función del tiempo es la definición de la tasa de corrosión. Aunque es una
técnica que promedia la corrosión en el tiempo, los intervalos entre cada
medición pueden ser mucho más cortos que los de los cupones de pérdida de
peso. La gráfica a continuación presenta la típica respuesta en el tiempo de las
probetas E/R.
Las probetas E/R tienen todas las ventajas del cupón, pero adicionalmente:
Son aplicables en todos los ambientes de trabajo, líquidos, gaseosos,
sólidos, flujos con partículas sólidas.
La tasa de corrosión puede ser obtenida de forma directa.
La probeta se puede mantener instalada y conectada en línea hasta que
su vida operacional haya sido agotada.
Responde de forma rápida a los cambios en las condiciones corrosivas,
y puede ser utilizado como disparador de alarmas.
-70-
Las probetas E/R se encuentran disponibles en una gran variedad
geométrica, metalúrgica como se puede observar en la figura 1.17. El rango
de sensibilidad permite que el operador seleccione la mejor respuesta
dinámica, que sea consistente con los requerimientos del proceso.
Figura 1.17 Tipos de probetas de resistencia eléctrica
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
1.2.7. INTRODUCCIÓN AL ANÁLISIS Y DISEÑO DE PROCESOS
El análisis y diseño de unidades para mitigar los constituyentes corrosivos
presentes en el sistema de gas involucra la consideración de los factores que
afectarán el dimensionamiento, el desempeño y la confiabilidad de estas
instalaciones. Las etapas iniciales de un proyecto, comenzando con la
planeación de instalaciones y continuando a través de las fases de diseño
conceptual y preliminar, se consideran por ser factor crítico en el éxito del
-71-
proceso final de análisis y diseño. Durante estas fases se determinan los
factores y causas de la severidad de la corrosión interna, los cuales nos
ayudarán al diseño de protección de las instalaciones, se lleva a cabo la
selección de métodos de control y mitigación de la corrosión los cuales
establecen los criterios de diseño.
1.2.8. SELECCIÓN DE LOS MÉTODOS DE CONTROL DE LA CORROSIÓN
INTERNA
El ingeniero de diseño debe seleccionar la combinación más apropiada de
procesos a fin de obtener los resultados adecuados para el control y mitigación
de los problemas severos de corrosión, identificando los métodos de control
apropiados para las instalaciones, los cuales se describen a continuación.
1. Consideraciones de diseño de la instalación
Selección de Materiales
2. Mantenimiento de instalaciones
3. Tratamiento químico con inhibidores de corrosión
También es posible reducir o prevenir la corrosión minimizando la entrada de
agua y limitando los niveles de gases potencialmente corrosivos (es decir,
dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y oxígeno (O2).
-72-
Antes de poder seleccionar apropiadamente un programa de control o
mitigación, se debe determinar primero la proporción (o severidad) de la
corrosión y el mecanismo de corrosión. Es importante asegurar que el
programa de monitoreo refleje el ambiente corrosivo antes de seleccionar una
estrategia. También es importante reconocer que la selección inadecuada o la
aplicación errónea de las medidas de remediación pueden causar que el
ambiente interno se vuelva corrosivo.
1.2.8.1. Consideraciones de Diseño de la Instalación
Los diseños de instalaciones que permiten al personal controlar las variables
operativas (diferenciales de presión, velocidad, frecuencia de descarga, etc.)
brindan flexibilidad mayor para mantener los sistemas con impacto mínimo en
las operaciones. Además, el uso de sistemas de deshidratación de gas puede
minimizar la entrada de agua a los sistemas.
1.2.8.1.1. Selección de Materiales
El principal objetivo de la selección de materiales resistentes a la corrosión, es
suministrar una aleación apropiada para obtener la vida de diseño, dando una
adecuada protección contra la corrosión, entregando una metalurgia estable
para prevenir fallas prematuras, lo cual resultará en una operación confiable y
segura.
-73-
Siendo el acero al carbono el más utilizado para el diseño de equipos e
instalaciones industriales, ya que presenta una equitativa resistencia a la
corrosión y por ser el material más económico que se presenta en el mercado.
1.2.8.2. Mantenimiento de Instalaciones
Mediante la remoción periódica de biocapas acumuladas, depósitos y líquidos
reducirá la probabilidad de corrosión de los equipos e instalaciones industriales,
proporcionando mayor vida útil a las instalaciones, lográndose así mitigar los
riegos asociados a las paradas no programadas, lo cual brindará mayor
confiabilidad al personal y a las operaciones.
1.2.8.3. Tratamiento Químico con Inhibidores de Corrosión
Entre los métodos activos de protección contra la corrosión se encuentra la
utilización de inhibidores de corrosión considerándose uno de los métodos
más universales y por tanto, más difundido en la lucha contra la corrosión
interna.
Se utilizan en función de su naturaleza química, de su naturaleza
electroquímica y de su carácter iónico. Por lo general, no se emplean solos sino
en mezclas con otras sustancias químicas con diferentes propósitos, bien para
completar su efectividad anticorrosiva, y para permitirles ejercer su acción
-74-
inhibidora. De manera que con el propósito de usarlos de manera efectiva, se
debe tener en cuenta lo siguiente:
Identificar aquellos problemas que pueden ser resueltos mediante el uso
de inhibidores de corrosión.
Considerar el aspecto económico entre las pérdidas ocasionadas por el
problema de corrosión y el gasto debido a la compra del inhibidor más el
costo del mantenimiento y operación del sistema de inyección requerido.
analizar la compatibilidad de los inhibidores con el proceso productivo
para evitar efectos tales como espuma, disminución de la actividad
catalítica, degradación de otro material, pérdidas de transferencia de
calor, etc.
A parte de los beneficios indirectos que se pueden derivar del correcto empleo
de los inhibidores se destacan como principales beneficios los siguientes:
Reducen sustancialmente las pérdidas por corrosión.
En ocasiones permiten la utilización de aleaciones más baratas.
Aumentan la vida útil en servicio de las instalaciones y equipos.
1.2.8.3.1. Inhibidores de Corrosión
Según la NACE (National Association of Corrosion Engineers), los inhibidores
son sustancias que retardan la corrosión cuando se añaden a un medio
-75-
corrosivo, en concentraciones pequeñas. Estos mitigan la corrosión ya que se
adsorben a las superficies de metal. Sin embargo, algunos inhibidores de
corrosión y portadores como los alcoholes pueden servir como fuente de
alimento para algunas bacterias y pueden fomentar su crecimiento. Por
consiguiente, un programa eficaz de inhibición de la corrosión requiere la
selección apropiada del inhibidor para las características operacionales del
sistema.
1.2.8.3.1.1. Clasificación de los Inhibidores de Corrosión
Los inhibidores de corrosión se pueden clasificar según:
1. según el mecanismo de acción
a) Adsorción
2. Según la naturaleza química
b) orgánicos
c) inorgánicos
Según el mecanismo de acción los inhibidores de absorción son los de
mayor utilización en la práctica. Como su nombre lo indica todos ellos realizan
su acción a través de un proceso de adsorción de sus moléculas sobre la
superficie del metal a proteger.
-76-
Estos inhibidores son fundamentalmente de naturaleza orgánica aunque se
conocen algunas especies inorgánicas que funcionan por los mismos
mecanismos, como son los iones yoduro, bromuro, cloruro, tiocianato y otros.
Esto incluye de una forma u otra a casi todas las funciones orgánicas como por
ejemplo: los aldehídos y los ácidos (oxigenados), las aminas, amidas,
imidazoles y las sales cuaternarias de amonio (nitrogenados), los mercaptanos,
las tioureas, las sustancias sulfonadas (sulfurados), compuestos orgánicos
fosforados, aminoácidos, heterociclos variados, sustancias acetilénicas, etc.
Según la naturaleza química del inhibidor, se clasifican en inhibidores
orgánicos e inorgánicos.
Entre los inhibidores inorgánicos se encuentran: el cromato de potasio
(K2CrO4), el permanganato de sodio (NaMnO4), nitrito de sodio (NaNO2), etc.
Los inhibidores orgánicos, son sustancias que tienen en su estructura
química grupos funcionales básicos como dobles y triples enlaces, nitrógeno,
azufre, oxígeno, etc. Además existen inhibidores formados por un ión orgánico
y otro inorgánico, como por ejemplo, el nitrito de ciclo-hexilamonio y muchos
otros.
-77-
1.2.8.4.1.2. Criterios de Selección y Evaluación
Los criterios para seleccionar un inhibidor de corrosión son:
• la capacidad de suministrarse a lugares corrosivo
• la capacidad de evitar la corrosión presente en esos lugares
• compatibilidad con el proceso y operaciones existentes precio.
1.2.8.4.1.3. Factores que Influyen en el Rendimiento de los Inhibidores de
corrosión
La utilidad y eficacia del tratamiento químico son afectadas por numerosas
condiciones como temperatura, velocidad, solubilidad y compatibilidad con
otros químicos.
a) Efecto de la temperatura
b) Efectos de la velocidad
c) Solubilidad
1.2.8.4.1.4. Eficiencia de un Inhibidor de Corrosión
Para determinar la eficiencia de un inhibidor de corrosión se debe calcular
coeficiente de protección, el cual se determinar mediante la ecuación 1.3.
-78-
Donde:
: Coeficiente de protección
: Velocidad de corrosión inicial, sin ningún tratamiento químico
: Velocidad de corrosión final; con tratamiento químico
Este criterio es más empleado por los investigadores y teóricos del campo de
los inhibidores ya que este valor posee una significación física clara: en
cuantas veces, la adición del inhibidor, reduce la velocidad de corrosión del
sistema. Su valor se mueve entre 1 e y la eficiencia (0 y 100%).
Ambas formas pueden relacionarse fácilmente entre sí, para determinar la
eficiencia de un inhibidor de corrosión, a través de la ecuación 1.4.
(
)
Dónde
: Eficiencia de un inhibidor de corrosión
1.2.8.4.1.2. Métodos de Aplicación
Los químicos pueden aplicarse:
-79-
• Por descargas (es decir, volúmenes grandes inyectados en una sola
vez)
• Inyección continúa (a la velocidad prescrita).
La elección de un método de aplicación es una función del tipo de inhibidor, los
inhibidores tipo amina, formadores de película, se adsorben en la capa del
producto de la corrosión y tiene grados variables de vida de la película. Otros
tipos de inhibidores interactúan químicamente con la superficie del metal y
deben aplicarse sobre una base continua.
La aplicación continua se usa con frecuencia en ambientes que requieren una
concentración constante de inhibidor residual en los líquidos existentes. Los
tratamientos continuos aseguran que el tratamiento no se interrumpa y usan
inhibidores de corrosión diseñados para dividirse en la fase de agua. Otra
opción para gas no saturado es utilizar a un portador no volátil para inhibición
continua.
1.3. CONSIDERACIONES PARA EL TRATAMIENTO QUÍMICO EN
SISTEMAS DE GAS
Para el control y mitigación de la corrosión interna en sistemas de gas, se debe
considerar que tipo de tratamiento se va a implementar, siendo el más utilizado
la inyección de inhibidores de corrosión, por ser un tratamiento que nos
-80-
proporciona resultados inmediatos y su costo no es tan elevado como otros
procesos de mitigación de la corrosión interna.
1.4. SISTEMA DE INYECCIÓN PARA SISTEMAS DE GAS
El método más utilizado por industrias petroleras en sistemas de gas, para la
mitigación de corrosión interna es la inyección de inhibidores de corrosión
mediante la utilización de boquillas atomizadoras que produzcan un flujo
constante del inhibidor, el cual es mezclado con gas o aire a presiones
igualmente constantes, el cual pulveriza las partículas del líquido en gotas de
diferentes tamaños según las presiones establecidas y el tipo de atomizador
que se utilice.
Existen una gran variedad de modelos de atomizadores y una gama de más
de cien combinaciones para producir patrones diferentes de atomización con el
fin de cubrir todas las necesidades de la industria.
Uno de los factores que influyen en la atomización y varían según cada
combinación, es el tamaño de gota de líquido. Los atomizadores pueden
producir gotas de 100 a 400 micras, las cuales pueden ser modificadas
regulando las presiones o cambiando las combinaciones de salida de fluidos.
-81-
1.4.1. Funcionamiento de las Boquillas Atomizadoras
Teniendo en cuenta que las boquillas de atomización están diseñadas para
funcionar bajo muchas y diferentes condiciones de presión y caudal, el tamaño
de las gotas resultantes es muy pequeña, lo que provoca la formación de una
nube muy fina formada por la ruptura de las partículas del líquido utilizado; lo
que ha hecho que exista una serie de boquillas aplicables a cada una de sus
necesidades en general.
A continuación se dan las características de aspersión fina o atomización, con
los criterios que permite evaluar cada boquilla, para conseguir el
funcionamiento más eficaz en cada aplicación individualmente.
1.4.2. Formas de Atomización
Existen una gran variedad de formas de atomización, dentro de las cuales las
más recomendadas son las siguientes.
1.4.2.1. Aspersión Fina (Hidráulica)
Estas boquillas de baja capacidad producen un modelo de aspersión de cono
hueco. Sin embargo, dado que las gotas de aspersión son muy pequeñas, el
modelo de aspersión es afectado por la fricción y las corrientes de aire y no se
mantiene en largas distancias. A una distancia de la boquilla de varios
-82-
decímetros, dependiendo de la presión y de la capacidad de la boquilla, el
modelo de aspersión fina de cono hueco desaparece según se quedan las
gotas suspendidas en el aire, como se puede observar en la figura 1.18.
Figura 1.18. Atomización fina (Hidráulica)
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
Este tipo de atomización posee un ángulo de pulverización de 35° a 165° con
una atomización fina por presión de líquido, con la formación de neblina con
atomización de pequeños caudales.
1.4.2.2. Aspersión Fina (Neumática)
Este tipo de atomización es la más utilizada en la industria petrolera. Las
boquillas de aspersión neumáticas proporcionan el grado más fino de aspersión
para una capacidad y presión dadas. Se pueden usar con distintos modelos de
aspersión: redonda, redonda de ángulo ancho, redonda de 360º o plana. Como
se puede observar en la figura 1.19.
-83-
Figura 1.19 atomización fina (con asistencia de aire)
Fuente: Manual sobre Corrosión Interna en Tuberías, © NACE International, 2003
El modelo de aspersión se mantiene solamente en tanto que se mantiene la
velocidad del chorro atomizado. Cuando la velocidad disminuye, las gotas de
aspersión pueden evaporarse por completo, dependiendo de su tamaño,
tiempo de exposición, humedad relativa y otras condiciones ambientales
Esta técnica de atomización neumática (Aire+ líquido), pulveriza pequeñísimas
cantidades de líquido finamente atomizadas con modelos de pulverización de
cono lleno, hueco y plano.
-84-
CAPITULO II
-85-
CAPÍTULO II
2. PARTE EXPERIMENTAL
2.1. MUESTREO
Esta investigación fue realizada en el sistema de gas de Repsol de las
facilidades de producción del sur (SPF), iniciándose con la recolección de
muestras de los condensados de los diferentes puntos de muestreo,
procediéndose así a realizar los respectivos análisis físico-químicos y
mediciones cuantitativas de CO2 y H2S, los cuales nos permitieron determinar
la existencia y agresividad de la corrosión interna.
Algunas de estas determinaciones fueron realizadas in situ, como el pH,
temperatura, CO2 disuelto y H2S disuelto, los cuales se realizan en campo,
debido a que sus resultados pueden variar con el tiempo, estos análisis se los
efectúa para identificar la existencia y severidad de la corrosión interna en el
sistema de gas del SPF.
2.2. METODOLOGÍA
La metodología utilizada para el control y monitoreo de corrosión interna se
fundamenta en un programa de integridad cíclico o proceso continuo, que tiene
-86-
como objetivo mantener el sistema en operación, de acuerdo al siguiente
diagrama.
IMPLEMENTACIÓNACCIONES
CORRECTIVAS
OBJETIVOS
EVALUACIÓN
Mediante este programa, se inició determinando el estado crítico de las líneas
en el sistema de gas del SPF. Lo que nos permitió determinar la línea base de
nuestra investigación.
Procediéndose a muestrear los condensados a diario para los respectivos
análisis físico-químicos, los cuales se realizaron de acuerdo a los
procedimientos del manual de laboratorio del SPF, con el objetivo de identificar
la existencia de la corrosión interna.
2.2.1. MÉTODOS Y TÉCNICAS
2.2.1.1. MÉTODOS
Los métodos utilizados en la presente investigación fueron el inductivo,
deductivo y el experimental, puesto que se revisó información histórica y se
-87-
apoyó esta investigación mediante análisis físico-químicos, permitiéndonos
diagnosticar el estado del sistema de gas del SPF.
Además para esta investigación se basó en normas internacionales que
ayudaron a planificar una estrategia para el control y monitoreo de la corrosión
interna. Las que ayudaron a emitir soluciones adecuadas para mitigar los
severos problemas de corrosión.
2.2.1.2. TÉCNICAS
Las técnicas que se utilizó para determinar la existencia y agresividad de la
corrosión interna en el sistema de gas se describen a continuación en la tabla
2.1
Tabla 2.1 Técnicas para determinar la existencia de corrosión interna
Técnica o Determinación Norma
Ph API RP 45. Recommended Practice for Analysis of
Oilfields waters.
Alcalinidad total Norma API RP 45. Recommended Practice for
Analysis of Oilfields waters
CO2 disuelto ASTM D 513 “Standard Test Methods for Total and
Dissolved Carbon Dioxide in Water”.
H2S disuelto Norma API RP 45. Recommended Practice for
Analysis of Oilfields waters
Bacterias reductoras de sulfato Norma API RP 45. Recommended Practice for
Analysis of Oilfields waters
Hierros totales NACE RP 0192:”Monitoring Corrosion in Oil and
Gas Production with Iron Counts”
Cloruros Norma API RP 45. Recommended Practice for
Analysis of Oilfields waters
-88-
CAPITULO III
-89-
CAPÍTULO III
3. LÍNEA DE INVESTIGACIÓN
3.1. DESARROLLO
Repsol con el fin de incorporar medios y mecanismos que garanticen la
integridad de sus instalaciones, decide realizar una investigación de los
problemas de corrosión interna que se están originado en las líneas de gas de
las facilidades del sur. Con el fin de establecer acciones correctivas que
ayuden a extender la vida útil de los ductos del sistema de gas (ver diagrama
3.1), lo que brindará mayor seguridad al personal, confiabilidad a las
operaciones y disminuirá los costos de mantenimiento.
Para lo cual se llevaron a cabo, las siguientes actividades que se detallan en
el diagrama 3.2, las cuales se realizaron con la finalidad de definir los
parámetros relevantes en el proceso o en el material que pueden tener
influencia sobre los mecanismos de daño en el sistema de gas en estudio.
-90-
Diagrama 3.1 Condiciones actuales del sistema de gas de las facilidades de producción del sur (SPF)
SDV-4825
LV-4833
TO DRAIN SISTEM
V-3013
C-3021
V-3012
V-3011
V-3010
TO WAUKESHA
1-ETAPA
2-ETAPA
C-3022 C-3020
1-.ETAPA
2-ETAPA
V-2062
V-2105
V-2205
SDV-4868
SDV-4867
SDV-4869 C-3121A
PV-4862
PV-4864
PV-4866
PIC-101
TO TURTBINE
V-2101A/B
PCV- 4828A
V-2102A/B
PCV- 4828C
PCV -4828B
V-2103A/B
PCV-4828D
V-2104A/B
TO FLARE HEADER
PV-01
V-3015
PIC 1793-1
C-3121B
SDV- 4851
P.M
CONDENSATE
P-106
CONDICIONES ACTUALES
GAS COMBUSTIBLE
CONDENSADOS
LÍNEAS CRITICAS -ALTA CORROSIÓN
(MUESTREO-CONDENSADOS)
GAS TO FLARE HEADER
Elaborado por: Darwin Balseca
-91-
Diagrama 3.2 Metodología para el monitoreo y evaluación de la corrosión interna
REVISIÓN DE DATOS HISTÓRICOS
DETERMINACIÓN DE LA EXISTENCIA ,
VELOCIDAD Y MECANISMO DE DAÑO
ACCIONES DE CONTROL /
MITIGACIÓN DE LA CORROSIÓN
EVALUACIÓN Y DESEMPEÑO DEL
MÉTODO DE CONTROL DE LA
CORROSIÓN
ACCIONES CORRECTIVAS
IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS DE
MONITOREO
MONITOREO POR VARIABLES
FISICOQUÍMICAS
MONITOREO POR CUPONES DE
CORROSIÓN / PROBETAS DE
RESISTENCIA ELÉCTRICA
3.1.1. Revisión de datos históricos
En la tabla 3.1 y 3.2 se resumen los datos históricos de los trabajos realizados
por inspección técnica los que nos permitieron determinar el estado crítico de
las tuberías del sistema de gas del SPF.
-92-
Tabla 3.1 Resultados de mediciones de espesores en el sistema de gas –SPF
Nodos
Diámetro Nominal (in)
Espesor Nominal (in)
% de Perdida
Línea de Baja Presión – Antes del Omega
1 16 0,375 2,10%
3 16 0,375 3,50%
Línea de Baja Presión –Después del Omega
4 16 0,375 2,40%
5 16 0,375 6,90%
Salida del Scrubber V-3013
11 10,75 0,365 18,10%
12 10,75 0,365 4,70%
Salida del Scrubber V-3015
15 10,75 0,365 6,30%
Descarga de la Primera etapa después del enfriador C-3020
19 4,5 0,237 56,50%
23 4,5 0,237 59,50%
Descarga de la segunda etapa después del enfriador C-3020
1 3,50 0,216 53,2%
3 3,50 0,216 52,3%
Descarga 1era etapa después del enfriador C-3021
5 3,50 0,216 49,1%
20 3,50 0,216 38,0%
Descarga de la segunda etapa después del enfriador C-3021
58 3,5 0,216 1,90%
59 3,5 0,216 61,10%
Descarga de la primera etapa después del enfriador C-3022
69 6,63 0,28 47,10%
73 6,63 0,28 41,40%
Descarga de la segunda etapa después del enfriador C-3022
83 4,5 0,237 65,80%
85 4,5 0,237 21,10%
Fuente: Historicos de Inspección Técnica
-93-
Tabla 3.2 Resumen de trabajos necesarios en líneas con bajo espesor
Equipo Tramo Estado Cambio # OT
C-3020 Descarga de la1era etapa después del aeroenfriador Cambiar 11-140499
C-3020 Descarga de la 2da etapa después del aeroenfriador Remplazada Dic – 2010 N/A
C-3021 Descarga de la1era etapa después del aeroenfriador Cambiar 11-14-0500
C-3021 Descarga de la 2da etapa después del aeroenfriador Remplazada Feb – 2011 N/A
C-3022 Descarga de la1era etapa después del aeroenfriador Completar cambio
Feb – 2011 11-132179
C-3022 Descarga de la2da etapa después del aeroenfriador Cambiar 11-140501
Fuente: Historicos de Inspección Técnica
Como se observa en la tabla 3.1 y 3.2, en las líneas del sistema de gas,
existen pérdidas de espesor que superan el 40% en casi todas las líneas,
llegando inclusive a valores de 65% de pérdida de espesor a lo largo de los
ductos, y con cambios inmediatos de tramos de tuberías en corto tiempo.
Estos datos nos han orientado en la identificación de los puntos de monitoreo,
donde se desarrollara el presente estudio, los cuales se resumen en la tabla
3.3.
Tabla 3.3 Puntos con alto porcentaje de pérdida de espesor
Localización
Compresor
C-3020
Compresor
C-3021
Compresor
C-3022
Salida enfriador 1era etapa 59,50% 49,10% 47,10%
Salida enfriador 2da etapa 53,20% 61,10% 65,80%
3.1.2. Monitoreo de corrosión interna
Existen varias técnicas que se utilizaron para monitorear la corrosión interna en
el sistema de gas del SPF, los cuales se describen a continuación:
-94-
3.1.2.1. Análisis de variables físico-químicas
Una de las formas de identificar la existencia y agresividad de la corrosión
interna en sistemas de gas, es mediante el monitoreo de las variables físico-
químicas de los condensados. A continuación en la tabla 3.4 y 3.5 se muestran
los datos obtenidos experimentalmente, que se realizaron para este estudio, los
cuales nos permitió diagnosticar las condiciones a las que se encuentra el
sistema de gas de las facilidades del sur.
Tabla 3.4 Resultados de los análisis físico-químicos del agua condensada del sistema
de gas del SPF
LÍNEA DE GAS COMBUSTIBLE DE BAJA PRESIÓN (L 200-16-G-A-2913)
Fecha pH Temperatura (°C) Fe
++
(mg/L) Cloruros (mg/L)
Alcalinidad (mg/L
CaCO3)
LÍNEA DE GAS COMBUSTIBLE DE BAJA PRESIÓN (L 200-16-G-A-2913
06/02/2011 6 41 10 40 120
07/02/2011 6 40 5,5 50 140
08/02/2011 6 46 6,25 40 160
09/02/2011 6 40 15,3 40 200
14/02/2011 6 40 17,25 40 180
24/02/2011 6 40 17 40 160
25/02/2011 7 48 14,5 40 480
26/02/2011 7 40 9,75 70 700
PROMEDIO 6,2 42 11,2 42,31 223,1
SCRUBBER DE GAS (V-3015)
24/02/2011 6,5 45 48 40 150
26/02/2011 6,5 40 18 40 130
27/02/2011 6,5 42 11,45 80 140
28/02/2011 7 48 14,5 50 150
PROMEDIO 6,6 44 20,69 50 158
-95-
Fecha pH Temperatura (°C) Fe
++
(mg/L)
Cloruros
(mg/L)
Alcalinidad
(mg/L
CaCO3)
ENTRADA A LA PRIMERA ETAPA DEL COMPRESOR C-3020
06/02/2011 6 45 23,5 40 80
08/02/2011 5 44 19,75 40 100
13/02/2011 6 39 22,5 40 100
24/02/2011 6,5 42 97,5 40 100
26/02/2011 6,5 34 70 60 170
27/02/2011 6 48 31,25 40 200
28/02/2011 6 46 14,5 40 230
01/03/2011 6 47 22 40 106
PROMEDIO 6 43 37,63 42,5 135,8
ENTRADA A LA SEGUNDA ETAPA DEL COMPRESOR C-3020
06/02/2011 6,5 42 23,5 40 80
08/02/2011 6,5 44 21,25 40 110
13/02/2011 6,5 45 25,5 40 80
24/02/2011 6,5 39 97,5 40 100
26/02/2011 6,5 41 70 60 100
27/02/2011 6 43 31,25 40 200
28/02/2011 6 32 14,5 40 230
01/03/2011 6,5 42 47,5 40 90
PROMEDIO 6,4 41 41,38 42,5 123,8
ENTRADA AL COMPRESOR C-3021 PRIMERA ETAPA
06/02/2011 6 40 35,79 40 80
08/02/2011 6 45 35 40 110
13/02/2011 6 44 39 40 100
24/02/2011 6,5 43 73 40 60
26/02/2011 6 34 26,75 50 50
27/02/2011 6 45 45,5 60 110
28/02/2011 6 41 43 50 200
01/03/2011 6 40 59,5 40 110
PROMEDIO 6,1 42 44,69 45 102,5
-96-
Fecha pH Temperatura (°C) Fe
++
(mg/L)
Cloruros
(mg/L)
Alcalinidad
(mg/L CaCO3)
ENTRADA AL COMPRESOR C-3022 PRIMERA ETAPA
06/02/2011 6 40 35,5 40 80
08/02/2011 6 44 30 40 150
13/02/2011 6 45 45 40 100
24/02/2011 6,5 34 80,5 50 90
26/02/2011 6 41 26,75 50 50
27/02/2011 6 40 58,25 50 410
28/02/2011 6 47 58 40 230
01/03/2011 6,5 43 50,5 40 220
PROMEDIO 6,1 42 48,06 43,75 166,3
ENTRADA A LA SEGUNDA ETAPA DEL COMPRESOR C-3022
06/02/2011 6,5 40 25 40 120
08/02/2011 6,5 34 20 40 150
13/02/2011 6 45 18 40 100
24/02/2011 6,5 48 80,5 40 90
26/02/2011 6,5 45 72,5 40 190
27/02/2011 6 34 58,35 50 210
28/02/2011 6 33 45,68 40 320
01/03/2011 6,5 32 75 40 150
PROMEDIO 6,3 39 49,38 41,25 166,3
Tabla 3.5 Resultados de las determinaciones de CO2 y H2S disuelto en el
compresor C-3022
Entrada al compresor C-3022
Salida del compresor C-3022
Fecha CO2 Disuelto
(ppm) H2S Disuelto
(ppm) CO2 Disuelto
(ppm) H2S Disuelto
(ppm)
06/02/2011 250 0,2 400 0,2
07/02/2011 250 0,1 400 0,1
08/02/2011 240 0,2 400 0,2
09/02/2011 250 0,2 400 0,1
13/02/2011 230 0,2 400 0,2
14/02/2011 250 0,2 400 0,2
06/03/2011 240 0,2 400 0,2
Promedio 244 0,19 400 0,17
-97-
3.1.2.2. Monitoreo por probetas de resistencia eléctrica
Este tipo de monitoreo nos permite determinar las velocidades de corrosión
por el método de resistencia eléctrica. Cuando se produce disolución de iones
metálicos por efecto de la corrosión, se produce un cambio en el área seccional
y por lo tanto la resistencia eléctrica del elemento metálico también cambia de
una manera proporcional. Este cambio es el que se utiliza para calcular la
pérdida de masa y expresarla en velocidad de corrosión.
Por lo que, para obtener la línea base, se instala una probeta de resistencia
eléctrica T3501-T10-K03005- 30, Type D, Span 5 en la segunda etapa del
compresor C-3022 y se monitorea la corrosión del 8 al 13 de agosto del 2011,
oobteniéndose un desgaste generalizado de 317.4 mpy, lo que se puede
concluir que existe corrosión severa.
3.2. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN
La velocidad de corrosión es el principal parámetro que permite determinar la
vida útil de un componente en una instalación. Los datos obtenidos permiten
detectar posibles fallas en el material, diagnosticar problemas de corrosión,
diseñar programas de control de corrosión y de mantenimiento, verificar
tendencias de deterioro, etc.
-98-
a) Cálculo de la velocidad de corrosión según mediciones de espesores.
Para poder tener una idea de los problemas de corrosión severos que se
presenta en el sistema de gas del SPF, se calculó las velocidades de corrosión
en función a los historiales de las mediciones de espesores mediante la
ecuación 3.1. (9)
Dónde:
e inicial= El espesor inicial, medido al inicio de la instalación (milipulgadas).
e actual= El espesor actual, medido en una inspección(milipulgadas).
Para la cual es necesaria obtener los tiempos de funcionamiento de las
instalaciones, las que se describen en la tabla 3.6.
Tabla 3.6 Datos disponibles para el cálculo de la velocidad de corrosión
Localización Tiempo (años) t inicial
(milipulgadas)
t actual (milipulgadas)
Linea de Baja Presión (L 200-16-G-A-2913) 15
375 362
Salida Scrubber ( V-3013) 15 365 299
Salida Scrubber ( V-3015) 15 365 342
Descarga 1era etapa del C -3020 1 237 96
Descarga 2da etapa del C -3021 1 216 84
Descarga 1era etapa del C -3022 1 280 148
Descarga 2da etapa del C -3022 1 237 81
(9) API 570 - Piping Inspection Code
-99-
Con estos datos procedemos a calcular la velocidad de corrosión en los
diferentes puntos críticos del sistema de gas del SPF.
Obteniéndose resultados alarmantes, los cuales se detallan en la tabla 3.7.
Tabla 3.7 Resultados de las velocidades de corrosión en el sistema de gas del SPF
Puntos de Muestreo Velocidad de Corrosión
(mpy)
Linea de Baja Presión (L 200-16-G-A-2913) 0.87
Salida Scrubber ( V-3013) 1.13
Salida Scrubber ( V-3015) 1.53
Descarga 1era etapa del C -3020 141
Descarga 2da etapa del C -3021 132
Descarga 1era etapa del C -3022 132
Descarga 2da etapa del C -3022 156
b) Cálculos de la velocidad de corrosión según probeta de resistencia
eléctrica
Esto se obtiene mediante una probeta de resistencia eléctrica T3501-T10-
K03005- 30, Type D, Span 5, que se instaló en la segunda etapa del
-100-
compresor C-3022, con los cuales nos permite obtener datos de resistencia
eléctrica, los que se ingresan en un software que trasforma estos datos en
velocidad de corrosión, obteniéndose resultados alarmantes como se pueden
observar en la siguiente gráfica.
Línea base obtenida en la 2da etapa del compresor C-3022
Obteniéndose un desgaste generalizado de 317.36 mpy, lo que se puede
concluir que existe corrosión severa.
-101-
3.3. DETERMINACIÓN DEL MECANISMO DE CORROSIÓN
Para identificar el mecanismo de corrosión que se está originado en el sistema
de gas de las facilidades del sur, se desarrollaron las siguientes actividades.
Inspección visual de las tuberías remplazadas.
Análisis de la composición del gas transportado
Análisis de variables operacionales
Evaluación del mecanismo de daño
3.3.1. Inspección visual de tuberías remplazadas
Esta inspección visual se realizó con un tramo de tubería del compresor C-
3022 que fue remplazado, debido a su elevada pérdida de espesor el cual
estaba ubicado a la salida de la primera etapa de este compresor.
La primera fase de toda la inspección visual se basa en la observación de la
tuberías remplazada sin ningún tipo de limpieza con el objetivo de localizar
anomalías (rayones, corrosión abolladuras, etc.).
Se observó una pérdida de espesor en la parte inferior interna de la tubería,
con restos de óxido cómo es posible visualizar en la fotografía 1
-102-
Fotografía 1 Pérdida de espesor a las 6:00 y alrededores
Luego se procedió a limpiar la tubería utilizando un solvente (JP1) y ácido
clorhídrico al 15%, los que permitieron desalojar los restos de óxido para
analizar el interior de la muestra en detalle.
La fotografía 2 y fotografía 3, muestra la superficie interna de la línea en
estudio donde se observa un notable ataque corrosivo con pérdida gradual de
espesor en la zona horaria 6:00.
Fotografía 2 Pérdida gradual de espesor alrededor de las 6:00
6 horas
-103-
Fotografía 3 Pérdida gradual de espesor alrededor de hora 6:00
Observando la parte inferior de la tubería se observa que el ataque corrosivo
no solo se manifiesta en la parte inferior sino que también se presenta un
ataque generalizado entre las horas 3:00, 9:00 y 12:00, como es posible
visualizar en la fotografía 4.
Fotografía 3 Resumen del daño encontrado
6 horas
12 horas
3 horas
9 horas
-104-
En la fotografía 3 y fotografía 4 se resumen las características observadas de la
muestra en estudio.
Pérdida de espesor elevado, con picaduras ovaladas profundas a las
6:00 horas.
Pérdida gradual a lo largo de las líneas entre la hora 9:00 y la hora 3:00.
Pérdida menor con ataque puntual con pequeña profundidad a las 12:00
horas
Además de estas observaciones se identificó que el ataque corrosivo es
principalmente por el CO2, especialmente por la forma que se presenta, con
picaduras redondas ovaladas, con los bordes afilados y los lados lisos como
se puede observar en la fotografía 5.
Fotografía 5 Araque por CO2
Picadura en forma ovalada
-105-
3.3.2. Análisis de la composición del gas transportado.
El personal de Repsol suministró resultados de la composición del gas, valores
de las variables operacionales y el tipo de material de los ductos. Se analizó
toda esta información disponible con el objetivo de determinar la influencia de
la composición del gas y las variables operacionales en la aparición de fallas.
La tabla 3.8 y 3.9 detallan los niveles de gases presentes del producto
trasportado en las líneas de conducción del gas para generación eléctrica.
Tabla 3.8 Concentración de gases obtenidos de cromatografías de gases al ingreso a
los waukesha
COMPONETE SPF – 35 PSI
% EN PESO % EN MOLES
Nitrógeno 13,58 14,36
Metano 22,85 42,30
CO2 25,17 16,90
Etano 6,75 6,66
Agua 2,23 3,84
Propano 12,03 8,10
Isobutano 3,10 1,58
n-Butano 5,78 2,95
Isopentano 2,87 1,18
n Pentano 2,58 1,06
Pentano 0 0
Isohexano 1,26 0,46
N Hexano 1,70 0,59
Densidad Relativa: 1,03
Peso molecular promedio (g/gmol) 29,03
Poder calorífico del gas (Btu /pie3) 1041,7 Fuente: Cromatografía de gases del 23-Julio-2010
-106-
Tabla 3.9 Concentración de H2S presente en el gas de generación
Componente % EN MOLES
Ácido Sulfhídrico (H2S) 0.0058
Elaborado por: Darwin Balseca
Como se puede observar el gas para generación, presentan porcentajes
elevados de gases corrosivos (CO2 y H2S), principalmente alto contenido de
CO2 y presencia de agua. La concentración de este gas puede ser nociva para
el ducto dependiendo de las presiones del flujo presente
3.3.3. Análisis de variables operacionales.
Entre las variables operacionales que se analizaron debido a su gran impacto
sobre la corrosión interna son la temperatura y presión.
La tabla 3.10 y 3.11 se muestra los resultados de las variables operacionales
que tiene gran impacto sobre la corrosión interna, dentro de las cuales una de
mayor impacto es la presión, debido a que esta afecta directamente sobre las
reacciones químicas, es decir, incrementa la solubilidad de ciertos gases
corrosivos como el CO2, H2S y O2 entre otros, los cuales pueden provocar un
ambiente agresivo para los ductos.
-107-
Tabla 3.10 Temperatura de operación del sistema de compresión
COMPRESOR C-3020
Ubicación Temperatura(°F)
Temperatura de Descarga de la 1era Etapa 245
Temperatura de Descarga de la 2da Etapa 230
COMPRESOR C-3021
Temperatura de Descarga de la 1era Etapa 250
Temperatura de Descarga de la 2da Etapa 230
COMPRESOR C-3022
Temperatura de la Primera etapa 216
Temperatura de la segunda etapa 205
Fuente: Datos tomados del proceso del 14-04-2011
Tabla 3.11 Presiones de operación del sistema de compresión
COMPRESOR C-3020
Ubicación Presión (PSI)
Presión de Succión 31
Presión de Descarga de la 1era Etapa 96
Presión de Descarga de la 2da Etapa 235
COMPRESOR C-3021
Presión de Succión 30
Presión de Descarga de la 1era Etapa 100
Presión de Descarga de la 2da Etapa 240
COMPRESOR C-3022
Presión de Succión de la 1era Etapa 30
Presión de Descarga de la 1era Etapa 92
Presión de Succión de la 2da Etapa 89
Presión de Descarga de la 2da Etapa 233
Fuente: Datos tomados del proceso del 14-04-2011
-108-
Como se puede observar en el sistema de gas se trabajan con presiones altas
los que ayuda a que se desarrolle un ambiente agresivo para las tuberías, lo
que implica que se presente de corrosión severa.
3.3.4. Evaluación del mecanismo de daño
Para evaluar o definir el mecanismo de falla se debe conocer las características
del fluido. Los procesos corrosivos sólo tienen lugar en presencia de agua,
como se pudo analizar en la cromatografía observamos que el gas es húmedo,
por lo que existe una alta probabilidad de que exista una velocidad de corrosión
elevada cuando existe una fase de agua en contacto con el metal.
Teniendo en cuenta las variables que influyen en el fenómeno de corrosión
interna, los mecanismos de corrosión a evaluar son:
a. Corrosión por CO2 (corrosión dulce)
b. Corrosión por H2S (corrosión amarga)
c. Corrosión inducida por microorganismos(BSR)
En la tabla 3.12 se resumen las variables que influyen principalmente en cada
tipo de corrosión.
-109-
Tabla 3.12 Variables de influencia significativa en los diferentes tipos de corrosión
interna
Tipo de Corrosión Variables Fundamentales
Corrosión por CO2
Presión parcial del CO2 en el gas
pH del electrolito
Temperatura y presión de operación
Condiciones operativas
Corrosión por H2S
Presión parcial del H2S en el gas
pH del electrolito
Temperatura y presión de operación
Condiciones operativas
Corrosión por Bacterias
Presencia de bacterias
Presencia de sulfatos
Velocidad de flujo
Condiciones operativas
3.3.4.1. Corrosión por CO2
En la industria del gas y del petróleo, la presión parcial del CO2 se utiliza como
una guía para determinar la corrosividad del fluido y por ende el riesgo de
corrosión interna. A partir de este valor de presión parcial y en primer instancia
en forma aproximada pueden determinarse tres niveles de corrosión, como se
muestra en la tabla 3.13 obtenida de las prácticas de la NACE.
.
-110-
Tabla 3.13 Nivel de corrosión interna por CO2
Presión parcial de CO2
(psi)
Nivel de Corrosión
PCO2 < 3 No corrosivo
3<PCO2 < 30 Corrosión Moderada
PCO2 > 30 Corrosión Severa
En la tabla 3.14 se identifican todos los parámetros que nos permiten
determinar la presión parcial del CO2.
Tabla 3.14 Datos disponibles para el cálculo de la presión parcial de CO2
Compresor Lugar Composición del CO2
(% mol)
Presión (psi)
C -3020
Descarga 1era etapa 16,90 96
Descarga 2da etapa 16,90 235
C-3021 Descarga 1era etapa 16,90 100
Descarga 2da etapa 16,90 240
C-3022 Descarga 1era etapa 16,90 92
Descarga 2da etapa 16,90 233
A partir de estos datos obtenidos y la ecuación 1.1, para nuestra investigación
se pudo determinar los siguientes valores de presión parcial, identificándose
así en grado de corrosión presente en las líneas de gas.
[ ]
[ ]
-111-
En la tabla 3.15 se detallan los datos obtenidos del cálculo de la presión parcial
en las etapas donde se tiene drásticos problemas de corrosión interna.
Tabla 3.15 Resultados del grado de corrosividad en el sistema de gas del SPF
Compresor Lugar Presión parcial
de CO2 (psi)
Grado de corrosividad
C -3020
Descarga 1era etapa 16.2 Moderada
Descarga 2da etapa 39.7 Severo
C-3021 Descarga 1era etapa 16.9 Moderada
Descarga 2da etapa 40.6 Severo
C-3022 Descarga 1era etapa 15.6 Moderada
Descarga 2da etapa 39.4 Severo
La presión parcial del CO2 como se observa en la tabla 3.15 está entre un
rango de 15.6 y 40.6 psi, lo que permite corroborar y suponer que la corrosión
por CO2 es el mecanismo de daño preferencial en el interior del ducto, que
provoca daños severos a las tuberías del sistema de gas de las facilidades del
sur.
3.3.4.2. Corrosión por H2S
El ácido sulfhídrico corroe generalmente en forma localizada. La corrosión
originada por este ácido se conoce con el nombre de “corrosión amarga”.
1) A niveles muy bajos de H2S (0.01psi), CO2 es la especie corrosiva
dominante y a temperaturas por encima de 60°C, la corrosión o
-112-
cualquier tipo de pasividad es función de la formación de FeCO3,
entonces la presencia de H2S no es significante.
2) En sistemas dominados por CO2 la presencia de incluso pequeñas
cantidades de H2S (p CO2/p H2S>200) puede permitir la formación de
una capa de sulfuro de hierro llamada Mackinawite a temperaturas por
debajo de 120°C.
3) En sistemas dominados por H2S (donde la relación de p H2S/p CO2
<200), existe una formación preferencial de un film de sulfuro meta
estable en ausencia de una capa de óxido de FeCO3, así hay una
protección disponible debido a la presencia de un film de sulfuro en el
rango de temperatura de 60°C a 240°C, sin embargo a temperaturas
por debajo de 60°C y por encima de 240°C, la presencia de H2S
aumenta la corrosión en aceros.
Las temperaturas presentes en el sistema de gas están entre 33°C y 121°C y el
pH se mantiene en 6 en la mayoría de las líneas, además la presión parcial del
H2S es de 0.0145 psi. Con los datos brindados por el personal de Repsol es
posible determinar como un sistema dominado por la presencia de CO2. De
esta manera analizando los tres modos de influencia de H2S es posible llegar a
la conclusión que no habrá procesos corrosivos de consideración por este
mecanismo.
-113-
3.3.4.3. Corrosión por inducida por microorganismos (BSR)
Mediante cultivos realizados se obtuvieron resultados negativos de presencia
de bacterias reductoras de sulfato. Además a partir de las actividades de
inspección visual llevadas a cabo en este estudio no se encontraron signos de
actividad bacteriana, por lo cual la corrosión por microorganismos no es
considerada como un mecanismo de daño actual en las líneas en estudio.
3.4. DIAGNÓSTICO DE LA LÍNEA DE INVESTIGACIÓN
Mediante métodos experimentales y pruebas de campo permitieron hacer un
diagnóstico de las condiciones críticas del sistema de gas de las facilidades de
producción del sur, encontrándose un mecanismo de degradación desde la
superficie interna de la línea, mismo que puede definirse en forma genérica
como corrosión interna.
A partir de las observaciones de las fotografías 2 y 3 del ducto analizado,
muestra la morfología y ubicación del ataque corrosivo en la superficie
metálica. Encontrándose un daño de carácter generalizado a las 6:00 horas y
con pérdidas elevadas de espesores que llega a 65.80%, según los datos
proporcionados por inspección técnica los cuales se encuentran tabulados en
la tabla 3.1.
-114-
Las cromatografías de gases realizadas, muestran que el contenido de CO2 es
elevado. Este nivel de CO2 en presencia de agua u humedad dan lugar al tipo
de corrosión denomina dulce. En este caso en particular dada las condiciones
adecuadas de presión, temperatura, pH y tipo de fluido, el daño por CO2 se
presenta en forma generalizada con picaduras redondas ovaladas con los
bordes afilados y los lados lisos como se detalla en la fotografía 5.
Obteniéndose así un desgaste generalizado de 317.36 mpy, lo que se puede
concluir que existe corrosión agresiva, para lo cual se tomaron acciones para
mitigar estos problemas mediante la inyección de un inhibidor de corrosión
(PROTERQUIM 900X) el cual fue proporcionado por Repsol para que se
realicen las pruebas correspondientes, ya que este ha tenido buenos
resultados en la aplicación en sistemas de captación de gas en otros campos.
-115-
CAPITILO IV
-116-
CAPÍTULO IV
4.1. CÁLCULOS Y RESULTADOS
4.1.1. CÁLCULOS
Los datos obtenidos experimentalmente en el sistema de gas de Repsol, en el
laboratorio de las facilidades de producción del sur, permitieron hacer un
diagnóstico del sistema de gas, en base a esto se aplicó un tratamiento
químico a base de un inhibidor de corrosión tipo fílmico (Proterquim 900X), por
atomización neumática, para lo cual se realizaron varios cálculos como:
cálculo del caudal de salida por la boquilla, diámetro de la boquilla , lo que
permitió seleccionar el tipo de bomba para nuestras necesidades.
4.1.1.1. Cálculo del diámetro teórico para selección de la boquilla
atomizadora
Para seleccionar el atomizador (boquilla) que se necesita para la inyección, se
debe realizar un cálculo del diámetro teórico de la boquilla. Tomando en
consideración las sugerencias que Repsol propuso, es decir, no exceder el
caudal de inyección a 20 GPD (8.75x10-7 m3/s) por cada punto de inyección.
-117-
Se calcula mediante la ecuación 4.1
√
Dónde:
Q= Caudal teórico (m3/s)
n= Velocidad de trabajo (m/s); según Rohrback Cosasco Systems (0.56
m/s) para sistemas de gas.
√
√
4.1.1.2. Cálculo del caudal de salida por la boquilla atomizadora
Para calcular el caudal que sale por la boquilla es necesario tener en cuenta
las consideraciones de Repsol:
Volumen de inyección: 20 Galones (0.0756 m3)
Velocidad de trabajo: 0.56 m/s
-118-
El cual se obtiene mediante la ecuación 4.2.
(
)
Dónde:
Q= Caudal de salida por la boquilla (m3/s)
D= Volumen teórico de inhibidor de corrosión a inyectar (m3)
e= Distancia entre boquillas (m)
V= Velocidad del trabajo (m/s); según recomendaciones de fabricantes
(Rohrback Cosasco Systems) es 0.56m/s
(
)
(
)
4.1.1.3. Dosificación óptima de inhibidor de corrosión
El cálculo de la concentración óptima se obtiene según la ecuación 4.3, para lo
cual se necesita datos de producción de gas los que se describen en la tabla
4.1.
-119-
(
)
Dónde:
C: Concentración óptima teórica (Pintas/MMSCFD)
Q0: Consumo teórico de inhibidor de corrosión (GPD)
QG: Producción de gas (MMSCFD)
Tabla 4.1 Datos para el cálculo de concentración óptima
COMPRESOR PRODUCCIÓN GAS
[MMSCFD]
CONSUMO TEÓRICO DE INHIBIDOR DE
CORROSIÓN PURO (GPD)
C-3022 8 4
C-3022 7 8
C-3022 9 12
C-3022 8 16
C-3022 9 20
C-3022 8 23
Mediante la ecuación 3.3 se procede a determinar la concentración óptima para
la inyección de inhibidor de corrosión
(
)
(
)
-120-
Con lo cual se obtiene los siguientes valores de concentración que se resumen
en la tabla 4.2.
Tabla 4.2 Resultados tentativos de concentración óptima
COMPRESOR PRODUCCIÓN GAS
[MMSCFD]
CONCENTRACIÓN DE INHIBIDOR DE CORROSIÓN
(PINTAS/MMSCFD)
C-3022 8 4
C-3022 7 9
C-3022 9 11
C-3022 8 16
C-3022 9 18
C-3022 8 23
4.1.2. RESULTADOS
Mediante los cálculos realizados anteriormente que se detalla en la tabla 4.3 se
comparó con una boquilla del catálogo de Rohrback Cosasco Systems (ver
tabla 4.4.), la cual cumplió con nuestras necesidades para la inyección de
inhibidor de corrosión
Tabla 4.3 Resultados para la selección de boquilla atomizadora
Diámetro (mm) Capacidad o Caudal GPD
Boquilla a seleccionar 1.4 0.84
-121-
Tabla 4.4 Datos de Boquilla del catálogo de Rohrback Cosasco Systems
Fuente: Catálogo de Rohrback Cosasco Systems
Con el atomizador (boquilla) seleccionado se procedió a realizar la prueba de
campo en el compresor C-3022, iniciándose con la determinación de la línea
base y posteriormente inyectando inhibidor de corrosión tomando en
consideración las concentraciones calculadas anteriormente con algunas
modificaciones que se irán realizando en campo según los resultados que
deseemos obtener. En la tabla 4.5, se puede apreciar las concentraciones que
se utilizaron para la prueba de campo en el compresor C-3022.
Tabla 4.5 Determinación de la concentración óptima en pruebas de campo en el
compresor C-3022
Periodo Concentración
(Químico+Diesel)
Consumo Químico
puro (GPD)
Caudal gas
(MMSCFD)
Concentración óptima
(Pintas/ MMSCFD)
08-14 agosto 2011 0 0 7 0
14-15 agosto 2011 1:2 5 7 5.6
15-16 agosto 2011 1:2 6 7 6.8
16-17 agosto 2011 1:2 8 7 9.1
17-18 agosto 2011 1:2 9 7 10.2
18-19 agosto 2011 Otra dilución - 7 -
19-20 agosto 2011 1:1 7 7 7.9
20-21 agosto 2011 1:1 9 7 10.2
21-22 agosto 2011 1:1 16 7 18.1
22-23 agosto 2011 1:1 20 7 22.7
-122-
Durante todo el transcurso de la prueba de campo se pudo determinar la
concentración óptima de inhibidor de corrosión, obteniéndose resultados muy
buenos los que se detallan en la tabla 4.6.
Tabla 4.6 Velocidad de corrosión antes y después del tratamiento con el inhibidor de
corrosión (Proterquim 900x)
FECHA
Velocidad de Corrosión
Antes (mpy)
Velocidad de Corrosión
Después (mpy) Norma Nace (mpy)
08/08/11 317 10
09/08/11 317 10
10/08/11 317 10
11/08/11 317 10
12/08/11 317 10
13/08/11 317 10
14/08/11 317 317 10
15/08/11 284 10
16/08/11 284 10
17/08/11 167 10
18/08/11 167 10
19/08/11 167 10
20/08/11 64 10
21/08/11 64 10
23/08/11 64 10
A continuación en los gráficos 4.1, 4.2 y 4.3 se pueden evidenciar los
resultados que se obtuvieron mediante el tratamiento implementado.
-123-
Gráfico 4.1 Línea base realizada en la 2 da etapa del compresor C- 3022
Gráfico 4.2 Resultados del tratamiento químicos (Proterquim 900x) en el compresor
C-3022
-124-
Gráfico 4.3 Influencia del tratamiento químico sobre la velocidad de corrosión en el
compresor C-3022
4.2. EFICIENCIA DEL TRATAMIENTO QUÍMICO
Para determinar la eficiencia de un inhibidor de corrosión se debe calcular
coeficiente de protección, el cual se determina mediante la siguiente ecuación.
0
50
100
150
200
250
300
350
Ve
loc
ida
d d
e c
orr
os
ión
(m
py)
Influencia del tratamineto químico sobre la velocidad de corrosión en le sistema de gas del SPF
V.C. Antes V.C Después Max -Nace
-125-
Una vez obtenido el coeficiente de protección procedemos a calcular la
eficiencia del tratamiento, mediante la siguiente ecuación.
(
)
(
)
4.3. COMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO QUÍMICO
Para obtener mejores resultados del tratamiento químico en el sistema de gas
del SPF, a más de implementar puntos de inyección de inhibidor de corrosión,
se decidió implementar algunos drenajes para eliminar los condensados, los
cuales se colocaron en las partes bajas de las tuberías y para evaluar el
tratamiento se añadieron algunos puntos de monitoreo estratégicos.
Puntos de inyección para el sistema de gas
2 puntos de inyección al ingreso al cabezal de los compresores C-3020,
C-3021 y C-3022.
1 punto de inyección a la salida de los compresores C-3020, C-3021 y
C-3022.
1 punto de inyección a al ingreso a los compresores C-3021 A/B.
-126-
Puntos de drenaje para el sistema de gas
3 puntos de drenajes a la salida de la primera etapa de los compresores
C-3020, C-3021 y C-3022.
3 puntos de drenajes a la salida de la segunda etapa de los
compresores C-3020, C-3021 y C-3022.
Puntos de monitoreo para el sistema de gas
3 puntos de monitoreo a la salida de la segunda etapa de los
compresores C-3020, C-3021 y C-3022.
2 puntos de monitoreo a la salida de los compresores C-3021 A/B.
Todos estos puntos mencionados a continuación se pueden observar en el
Anexo 1.
-127-
CAPITULO V
-128-
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS
Los resultados obtenidos durante los meses de estudio (02 de Febrero del
2011 al 30 de Octubre del 2011) en las facilidades de producción del sur de
Repsol, Permitió diagnosticar el estado crítico de las tuberías del sistema de
gas, identificándose así la morfología (agujeros redondos y ovalados) y
ubicación del ataque corrosivo en la superficie metálica del sistema de gas del
SPF. Encontrándose que un daño de carácter generalizado a las 6:00 horas y
con pérdidas elevadas de espesores que llega a 65.80% según datos
reportados por inspección técnica. Estos problemas se identificaron que se
causaban principalmente por el alto contenido de CO2, el cual se solubiliza en el
agua, provocando un ambiente agresivo a los ductos, especialmente porque
este gas es húmedo.
Obteniéndose velocidades de corrosión elevadas de 317.36 mpy, lo que
implica que existe un problema severo de corrosión interna en el sistema de
gas de las facilidades del sur. Para lo cual se tomaron acciones para mitigar
estos problemas mediante la inyección de un inhibidor de corrosión de tipo
fílmico, mediante la utilización de un boquilla atomizadora de 1.4 mm de
diámetro la que se instaló en forma perpendicular al fluido trasportado (gas).
-129-
Obteniéndose resultados muy favorables, mediante la inyección del inhibidor
de corrosión (Proterquim 900X) el cual fue proporcionado por Repsol, lo que
permitió disminuir a 64 mpy, logrando alcanzar un 80% de protección a las
tuberías del sistema de gas, estos resultados fueron posibles obtener mediante
la identificación de la concentración óptima de inhibidor de corrosión las cuales
se detallan en la tabla 5.1
Tabla 5.1 Resultados del tratamiento químico realizada en el compresor C-3022
Período Observación Concentración óptima
total (Pintas/MMSCFD)
Desgaste
mpy
%
Protección
08-14 agosto 2011 Línea Base 0 317.4 0
14-15 agosto 2011 1:2 12.4 284.7 10
16-18 agosto 2011 1:1 19.3 167.5 47
19-23 agosto 2011 1:1 58.9 64.1 80
.
-130-
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
Por medio del trabajo realizado en las facilidades de producción del sur de
Repsol, durante el transcurso del estudio, se ha llegado obtener los resultados
favorables y con ello se ha logrado cumplir con el objetivo principal, que fue
analizar y diseñar un tratamiento químico el cual proporcione una solución a los
graves problemas de corrosión interna que se producían en las líneas de gas
del SPF, para lo cual se realizó pruebas de campo llegando así a las siguientes
conclusiones:
Los métodos experimentales, la revisión de información histórica e
inspecciones de tuberías remplazadas, nos ayudó a determinar la existencia
de un severo problema de corrosión interna, encontrándose un daño de
carácter generalizado a las 6:00 horas con pérdidas elevadas de espesores
que llega a 65.80%, según datos proporcionados por inspección técnica (ver
tabla 3.1), provocando así una disminución rápida de la vida útil del
sistema de gas.
Mediante pruebas de campo se determinó velocidades de corrosión
elevadas de 317.36 mpy, lo que implica que existe un problema crítico en
las líneas, equipos y accesorios del sistema de gas, principalmente por el
-131-
alto contenido CO2, el cual se solubiliza en el agua, provocando un ambiente
agresivo para los ductos, especialmente porque el gas es húmedo.
Una vez determinado el mecanismo de corrosión, se tomaron acciones para
mitigar los severos problemas de corrosión interna, a causa del CO2
disuelto, identificándose un método de control con resultados más rápidos y
eficientes, el cual es la inyección de un inhibidor de corrosión (Proterquim
900X) de tipo fílmico, el cual fue proporcionado por Repsol por atomización
neumática.
En conjunto con Departamento de Integridad de Tuberías de Repsol con el
fin de mantener la integridad de las instalaciones se decidió implementar en
el sistema de tratamiento químico con 3 puntos de puntos de inyección, 6
puntos de drenajes para facilitar el desalojo de los condensados y se
incluyó 5 puntos de monitoreo, lo que nos permitirá obtener mejores
resultados en estos lugares críticos del sistema de gas del SPF.
Las pruebas de campo realizadas en el compresor C-3022, con la utilización
del atomizador seleccionado se obtuvieron resultados muy favorables,
mediante la inyección del inhibidor de corrosión (Proterquim 900X), lo que
permitió disminuir la velocidad de corrosión a 64 mpy, obteniéndose un
80% de eficiencia en la protección a las tuberías del sistema de gas de las
facilidades de producción del sur.
-132-
RECOMENDACIONES
El sistema de aspersión es perpendicular al fluido, lo recomendable es
que la inyección sea paralela al fluido.
Para una mejor atomización del inhibidor de corrosión y una disminución
de la concentración de químico, se debe aumentar el diferencial de
presión, para lo cual se recomienda la utilización del gas de la segunda
etapa de compresión (P=100psi), el cual aumentará la presión de
aspersión.
Realizar mantenimiento del sistema de inyección, especialmente a las
boquillas atomizadoras, ya que por la presencia de cualquier impureza
presente en el inhibidor pueda taparse y provocar que los empaques de
las bombas se rompan.
Formular un nuevo inhibidor de corrosión tomando en cuenta las
condiciones operacionales actuales y el mecanismo de corrosión que
domina el sistema de gas del SPF, para tener mejores resultados en el
tratamiento anticorrosivo.
-133-
BIBLIOGRAFÍA
(1) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),
“Basic corrosion course student manual”, 2004, 260 p.
(2) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),”
Manual de corrosión interna en tuberías “, 2003, 250 p.
(3) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),
“Control of internal corrosion in steel pipelines and piping systems”, SP
0206-206, 2002, pp. 20- 37
(4) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),
“Monitoring corrosion in oil and gas production with iron counts”, RP
0192-98, 1998, pp. 40-53.
(5) JONES, “Corrosion and water technology”, Tulsa, 1992, pp 350-350
(6) MINIMUM FEDERAL SAFETY STANDARDS, “Transportation of natural
and other gas by pipeline”, 2000, pp. 45-50.
(7) UHLIG, H, “Corrosion and corrosion control”, New York, 1985, 185p
-134-
(8) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),
“Preparation, Installation, Analysis, and Interpretation of Corrosion
Coupons in Oilfield Operations”, RP0775, 2005, 3p.
(9) AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), “Piping Inspection Code”,
570, 86 p.
(10) NATIONAL ASSOCIATION OF CORROSION ENGINNERS (NACE),”
Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for
Pipelines”, SP0110, 2010, 100p.
(11) AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API), “Recommended Practice
for Analysis of Oilfields Waters”, RP 45, 1998, 72p.
-135-
ANEXOS
SDV-4825
LV-4833
V-3013
C-3021
V-3012
V-3011
V-3010
TO WAUKESHA
1-ETAPA
2-ETAPA
C-3022 C-3020
1-.ETAPA
2-ETAPA
V-2062
V-2105
V-2205
SDV-4868
SDV-4867
SDV-4869 C-3121A
PV-4862
PV-4864
PV-4866
PIC-101
TO TURTBINE
V-2101A/B
PCV- 4828A
V-2102A/B
PCV- 4828C
PCV -4828B
V-2103A/B
PCV-4828D
V-2104A/B
TO FLARE HEADER
PV-01
V-3015
PIC 1793-1
C-3121B
SDV- 4851
P.M
CONDENSATE
P-106
CONDICIONES ACTUALES
GAS COMBUSTIBLE
CONDENSADOS
LINEAS CRITICAS -ALTA CORROSIÓN
RECOMENDACIONES
PUNTOS DE INYECCIÓN DE
INHIBIDOR DE CORROSIÓN
PUNTOS DE MONITOREO
PUNTOS DE DRENAJE
GAS TO FLARE HEADER
P I 1
P I 2
V-94
V-99
NOTAS INFORMACION ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE
CHIMBORAZO
FACULTAD DE CIENCIAS
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
NOMBRE: DARWIN BALSECA
IDENTIFICACIÓN DE
PUNTOS DE INYECCIÓN,
DRENAJE Y MONITOREO
LAMINA FECHA:Certificado
Correc. Certificado
Para Información
Para Calificaciòn
Para Revisión
Preeliminar
ESCALA
1-1 -
ANEXO I
IDENTIFICACIÓN DE PUNTOS DE INYECCIÓN, DRENAJE Y MONITOREO
IDENTIFICACIÓN DE
PUNTOS DE INYECCIÓN
DRENAJE Y
MONITOREO
-136-
INHIBIDOR DE
CORROSIÓN
PUNTO DE INYECCIÓN
LINEA DE AIRE
LINEA DE INHIBIDOR DE CORROSIÓN
VÁLVULA
BOMBA NEUMATICA
FILTRO DE QUÍMICO
REGULADOR DE PRESIÓN
VÁLVULA DE ALIVIO
SECADOR DE AIRE
VÁLVULA CHECK
QUILL Y ATOMIZDOR
MANÓMETRO DE PRESIÓNPI
NOTAS
P-209
INFORMACION ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE
CHIMBORAZO
FACULTAD DE CIENCIAS
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
NOMBRE: DARWIN BALSECA
SISTEMA DE INYECCIÓN
LAMINA FECHA:Certificado
Correc. Certificado
Para Información
Para Calificaciòn
Para Revisión
Preeliminar
ESCALA
1-1 -
ANEXO II
SISTEMA DE INYECCIÓN EN LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL SUR
SISTEMA DE INYECCIÓN
-137-
NOTAS INFORMACION ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE
CHIMBORAZO
FACULTAD DE CIENCIAS
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
NOMBRE: DARWIN BALSECA
SISTEMA DE INYECCIÓN
IMPLEMENTADO
LAMINA FECHA:Certificado
Correc. Certificado
Para Información
Para Calificaciòn
Para Revisión
Preeliminar
ESCALA
1-1 -
ANEXO III
SISTEMA DE INYECCIÓN IMPLEMENTADO
a) Sistema Piloto
b) Punto de inyección
a) Sistema piloto
b) Punto de Inyección
-138-
NOTAS INFORMACION ESCUELA SUPERIOR POLITECNICA DE
CHIMBORAZO
FACULTAD DE CIENCIAS
ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
NOMBRE: DARWIN BALSECA
PRUEBA DE ATOMIZACIÓN
LAMINA FECHA:Certificado
Correc. Certificado
Para Información
Para Calificaciòn
Para Revisión
Preeliminar
ESCALA
1-1 -
ANEXO IV
PRUEBA DE ATOMIZACIÓN
PRUEBA DE
ATOMIZACIÓN
-139-
Recommended